WO2014165957A1 - Sistema e método para diagnósticos automáticos e em tempo real em redes elétricas - Google Patents

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WO2014165957A1
WO2014165957A1 PCT/BR2014/000121 BR2014000121W WO2014165957A1 WO 2014165957 A1 WO2014165957 A1 WO 2014165957A1 BR 2014000121 W BR2014000121 W BR 2014000121W WO 2014165957 A1 WO2014165957 A1 WO 2014165957A1
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Maria do Socorro Cavalcanti de MELO
Marcus Costa SAMPAIO
Alexandre Nobrega DUARTE
Eloi Rocha NETO
Jacques Philippe SAUVÉ
Jorge César Abrantes de FIGUEIREDO
Pedro Sergio NICOLLETTI
Stéfani Silva PIRES
Walfredo Da Costa Cirne Filho
António Sérgio de ARAÚJO
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Companhia Hidro Elétrica Do São Francisco
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    • 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
    • G01R31/088—Aspects of digital computing
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
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    • H04B3/00—Line transmission systems
    • H04B3/02—Details
    • H04B3/46—Monitoring; Testing
    • 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
    • G01R31/003—Environmental or reliability tests

Definitions

  • the present invention is in the field of Electrical Engineering. More specifically, the present invention provides a system and method for performing automatic and real-time fault diagnostics on equipment located on power grids such as transmission grids and power generation.
  • the system and method of the invention comprises the use of "generic rules" which match the huge amounts of diagnostic points with the capabilities of systems in order to provide the correlation of events, especially applied to power grids with constant topology modifications.
  • the supervision and control centers of modern power transmission and distribution networks have the complex task of managing large and geographically comprehensive networks. Such centers acquire a large amount of data about the power grid, thus enabling the diagnosis and location of abnormal conditions in the system.
  • modern control centers there are systems responsible for monitoring the system load, contingency analysis, short circuit analysis, among other functions.
  • the expert knowledge of human operators is still indispensable for overseeing the system and making critical decisions, especially in emergency situations. In such situations, large amounts of events are usually generated (indicating potentially abnormal situations), a ripple effect often caused by a single fault.
  • Critical situations are recorded at control centers where operators received over 1,500 events in a single second.
  • rule-based reasoning Due to the existence of a partial knowledge base in the form of correlation rules, created for a previous unfinished project, the easiest technique to implement according to the situation was chosen: rule-based reasoning. Another advantage of this choice is that the client already had previous experience in making the rules, which would facilitate the complementation of the knowledge base. But this choice resulted in two major problems:
  • MAMDANI E. H. An experiment in linguistic synthesis with a fuzzy logic controller.
  • MEIRA D. A Model for Alarm Correlation in Telecommunications Networks. Doctoral Thesis in Computer Science. Institute of Exact Sciences (ICEx) of UFMG. Belo Horizonte, Brazil, 1997. • OHSIE, DA, Modeled Abductive Inference for Event Management and Correlation. Ph.D. Thesis. graduate School of Arts and Sciences. Columbia University, 1998.
  • YEMINI S .
  • KLIGER S .
  • MOZES E .
  • YEMINI Y .
  • OHSIE D. High Speed and Robust Event Correlation. IEEE Communications Magazine, p. 82-90, May 1996.
  • US 5,388,189 describes a data network where alarms are provided that are filtered to eliminate redundant alarms and also provide diagnostics.
  • US 201 1/066301 describes a system and method for monitoring and controlling an electrical system.
  • US 2008/120080 describes a system for alarm filtering and real time data interpretation of an electrical system.
  • US 2012/022707 describes a power grid where events are monitored and provides data visualization.
  • US 2011/282508 describes a security platform that can control power distribution and operations in a real-time power transmission and distribution network where data can be analyzed.
  • the present invention differs from the documents cited, among other technical reasons, in providing a system for performing automatic and real-time fault diagnostics on networked equipment.
  • transmission and generation of electricity through rules called "generic rules", where these rules use event correlation, preferably developed for networks with constant topology modifications.
  • the present invention combines the rule-based concept with the model-based concept that facilitates and speeds up the construction of the knowledge base, as well as decreasing the need for updating due to changes in the grid topology.
  • the present invention provides a reduced number of rules needed to model problems in a power grid by allowing the same rule to be reused by multiple devices.
  • the present invention provides a method for performing automatic and real-time fault diagnostics on equipment located on transmission networks and power generation through rules called "generic rules".
  • the method of the present invention combines rule-based reasoning with model-based reasoning that facilitates the construction of the knowledge base and lessens the need for updating due to changes in the power grid topology.
  • the method of the present invention provides a reduced number of rules needed to model grid problems by allowing the same rule to be reused by multiple equipment.
  • the method of the invention may further comprise the following steps:
  • viii Recover diagnoses with network symptoms; and ix. Add symptoms to associated equipment. where said generic rules are applied over equipment classes, translating whether or not the transmission line is connected to any energized equipment.
  • an equipment may have several associated equipment, and in turn an associated equipment may have several associated equipment.
  • the method of the present invention preferably utilizes Root-Cause logic to retrieve diagnostics with symptoms on the network.
  • the method of the present invention preferably utilizes the logic Topological Primitives to inform the current network topology in the generation of diagnostics.
  • the present invention provides a system capable of performing automatic and real-time fault diagnostics on equipment located on transmission and power generation networks through rules called "generic rules".
  • the present invention provides a system comprising:
  • the system of the invention may further comprise:
  • said means for generating the topology may be an embodiment called “Topogiggio”, where it accesses the grid management system tables, such as Sage (Open Supervisory and Control System) and generates XML files containing the topology. full power grid.
  • the grid management system tables such as Sage (Open Supervisory and Control System) and generates XML files containing the topology. full power grid.
  • said means for interconnecting networks may be a Gateway, which accesses the power management system, such as the Sage (Open Supervisory and Control System) to retrieve alarms, events, analog quantities and / or real time. opening states of all circuit breakers and mains switches.
  • the power management system such as the Sage (Open Supervisory and Control System) to retrieve alarms, events, analog quantities and / or real time. opening states of all circuit breakers and mains switches.
  • said means for updating the state of the topology may be an embodiment called "Model" which accesses the Gateway. It has a noise filter that evaluates whether information retrieved from the system, whether correct or not, if not, alarms or events is removed or inserted so that in the end the topology state is consistent.
  • Model which accesses the Gateway. It has a noise filter that evaluates whether information retrieved from the system, whether correct or not, if not, alarms or events is removed or inserted so that in the end the topology state is consistent.
  • Figure 1 shows a root cause analysis system with Smart Alarm and topology information being (RPF) Flow Propagation Relations, (MBF) Flow Based Model, (FD) Diagnostic Filter, (FE) Equipment Filter , (Ml) Intermediate Model, (RP) Propagation Rules, (C) Chronology and (MF) Final Model.
  • RPF Flow Propagation Relations
  • MMF Flow Based Model
  • FD Diagnostic Filter
  • FE Equipment Filter
  • Ml Intermediate Model
  • RP Propagation Rules
  • C Chronology and
  • MF Final Model
  • Figure 2 shows an example of topology.
  • Figure 3 shows a model based on energy flow.
  • Figure 4 shows an intermediate model
  • Figure 5 shows the flow ratios of the model.
  • Figure 6 shows a final model
  • Figure 7 shows the graph representing the energy flow between the elements in the first scenario.
  • Figure 8 shows the graph representing the energy flow between the elements in the second scenario.
  • Figure 9 shows the graph if the filter step needs to separate alarms by diagnostics and by element type.
  • Figure 10 shows the graph if rule 1 confirms the relation R1 of the graph; Rule 2 modifies the graph interface R2, changing the direction of the relationship, thus indicating that alarm 7 occurred first; Rule 3 confirms the graph relation R3, thereby maintaining the connection.
  • Figure 11 shows the graph representing the energy flow between the elements in the third scenario.
  • Figure 12 shows the graph if alarm 2 occurs first.
  • Figure 13 shows the stability of CRD1 B1 Bar over time with EC Critical Stability, ES Safety Stability and EA Current Stability.
  • Figure 14 shows the stability of ACD2 Bar (5463) over time.
  • Figure 15 shows the illustration of the stability distribution for the bars in one case.
  • Figure 16 shows the system architecture illustration of the invention containing the following elements: (A) Power Grid, (B) Event Processor and Alarm Sender, (C) Alarm Viewer, (D) Rule Bank, (E ) Mains Topology, (1) Events (Symptoms) and (2) Alarms.
  • Figure 17 shows an illustration of a power grid topology containing four devices and three connectivity nodes.
  • Figure 18 shows a type of transmission line terminal.
  • Figure 19 shows a type of transmission line terminal with a breaker failure.
  • Figure 20 shows a 230 kV installation with a breaker failure (D.F.).
  • Intelligent alarm handling systems typically use rule-based models to issue diagnostics about monitored equipment problems. This approach has two major problems: too many rules and very high constant maintenance due to changes in network topology.
  • the solution used by the present invention is an evolution from the conventional model to a "generic rules" based model. Its application can be in computer network, telecommunications networks, electric networks, among others. Unlike in the conventional model, where rules are applied on specific equipment, generic rules are applied on equipment classes. For example, instead of the rule being applied to a particular transmission line, it applies to all transmission lines. To allow the rules to be in fact generic, the system and method relies on the concept of connectivity, that is, the rule does not it mentions the position, for example, of switches and circuit breakers of a particular transmission line, but only whether or not the transmission line is connected to any live equipment.
  • Generic rule consists of the following elements:
  • Macros These are functions that can be used by rules, they prevent too much code from being repeated within the rule base;
  • Attributes are diagnostic complements. Attributes are used to reduce the amount of rules. Instead of having multiple rules to cover all possibilities involving attributes, we have a single rule and several attributes.
  • An example of a rule is disarming on a transmission line and the impeding and reclosing attributes are unsuccessful, rather than generating the disarming rules; Disarming with offside; Disarm your success with reclosing Trip with impediment and reclosing without success;
  • the present invention provides a method where it is only necessary to generate the disarm rule individually, and the system automatically generates the combinations. This solution, besides guaranteeing a small amount of rules, brings zero maintenance, that is, no effort is required to keep up the knowledge used by the system. Whenever the grid topology is modified, the system automatically identifies and updates the topology model to which the generic rule base is applied.
  • the present invention provides a method for providing automatic and real-time fault diagnostics on equipment located on transmission and power generation networks through rules called "generic rules".
  • the method of the present invention links the rule-based reasoning with model-based reasoning that facilitates the construction of the knowledge base and lessens the need for updating due to changes in the power grid topology.
  • the method of the present invention provides a reduced number of rules needed to model grid problems by allowing the same rule to be reused by multiple equipment.
  • the present invention provides a method where generic rules are applied on equipment classes and comprises the steps of:
  • the method of the invention may further comprise the following steps:
  • viii Recover diagnoses with network symptoms; and ix. Add symptoms to associated equipment, where these generic rules are applied over equipment classes, translating whether or not the transmission line is connected to any energized equipment.
  • an equipment has several associated equipment, and in turn an associated equipment may have several associated equipment.
  • the method of the present invention preferably utilizes Root-Cause logic to retrieve diagnostics with symptoms on the network.
  • the method of the present invention preferably utilizes the logic Topological Primitives to inform the current network topology in the generation of diagnostics.
  • the present invention also provides a system for performing automatic and real-time fault diagnostics on equipment located on transmission and power generation networks, through rules called "generic rules".
  • the system of the present invention combines rule-based reasoning with model-based reasoning that facilitates knowledge base construction and decreases the need for updating due to changes in network topology.
  • the system of the present invention reduces the number of rules needed to model grid problems by allowing the same rule to be reused by multiple devices and comprises:
  • the system of the invention may further comprise:
  • said means for topology generation is an embodiment called “Topogiggio”, which accesses the system tables and mains management, such as Sage (Open Supervisory and Control System) and generates XML files containing the complete topology. from the power grid.
  • said means for interconnecting networks is a Gateway, which accesses the power grid management system, such as Sage (Open Supervisory and Control System) to retrieve alarms, events, analog quantities and / or states in real time. opening all circuit breakers and mains switches.
  • said means for updating the state of the topology is an embodiment called "Model" which accesses the Gateway. It has a noise filter that evaluates whether the information retrieved from the system, whether correct or not, if not, alarms or events is removed or inserted, so that in the end the topology state is consistent.
  • Model which accesses the Gateway. It has a noise filter that evaluates whether the information retrieved from the system, whether correct or not, if not, alarms or events is removed or inserted, so that in the end the topology state is consistent.
  • the present invention provides a logic called “generic rules" that can be reused for all equipment of the same type. To make a rule generic, it must be parameterized to remove all references to specific components related to the equipment being diagnosed. The parameterization of the rule occurs through the creation of topological parameters that correspond to each of the components of the equipment in which the diagnosis is being made.
  • DJ1 corresponds to the circuit breaker that interrupts the connection between the line and the first bus to which the line is connected;
  • DJ2 corresponds to the circuit breaker that interrupts the connection between the line and the second bus to which the line is connected, if any;
  • DJR corresponds to the line reactor circuit breaker, if any
  • B2 Second bus to which the line is connected, if any.
  • a line can be unambiguously represented by its topological parameters allowing the removal of any reference to specific components of the transmission line.
  • Parameterization made it possible to reduce the rules from 1,334 to 51 rules on a transmission line.
  • This parameterization made it possible to develop a rule for each type of transmission line problem, thus generalizing its application to any equipment and / or part of the power grid.
  • the present invention is based on the following structure:
  • Topological primitives are conceptual constructs that make it possible to remove from the event correlation rules all references to elements of the grid topology. With topological primitives, it is possible to isolate, in the diagnosis of a problem, information related to the topology associated with the equipment in question; therefore, the rule does not need to be changed if there is any change in the network topology.
  • the topological primitives are based on the connectivity analysis of a graph that represents all the connections between the different equipments present in the electric network. This graph is the contribution of model-based reasoning to the method. In addition to modeling the connections between network equipment, the graph also maintains the state of each equipment by processing the events received by the diagnostic system. For one of the transmission lines, the following topological primitives can be defined for the rules:
  • Root cause analysis is a process designed to identify the root cause of a correlated sequence of events, where a correlated sequence of events is a generic way to name events / faults that are part of the same occurrence.
  • An occurrence is usually made up of primary events and secondary events.
  • Primary event is the so-called root cause, or initial event, whereas secondary event is a consequence of some primary event and may also be considered as a root cause symptom.
  • Root cause analysis also aims to find a faithful description of what happened, that is, how the initial failure spread, generating the other failures of the occurrence. Root cause analysis for electrical system failure occurrences identifies what happened (root cause) and how it happened (propagation), where the method must meet some key requirements to ensure its efficiency:
  • the method consists of topology / flow relationships, time and element diagnostic concepts.
  • the elements considered are lines, transformers, buses, circuit breakers, among others.
  • the knowledge used as the basis of the method definition is the energy flow relationship between system elements.
  • the direction of energy flow defines the way electric energy physically moves throughout the electrical system, thus defining the way it travels from one element to another.
  • the flow of energy from an X element to a Y element generates a dependence of Y on X, that is, the X element is the source (input) of energy for the Y element, which is the destination (consumer).
  • Y depends on X to receive the energy.
  • Y For Y to be receiving power, it needs X to be working properly, so a failure in X can cause a failure in Y.
  • Figure 1 illustrates the sequence of knowledge applied to generate the model that can identify the root cause and how the failure propagated.
  • the system and method of the invention receives as input the occurrence of failure in the electrical system in the form of alarms, and needs information about the system topology, so that, with predefined flow propagation relations, it generates a flow propagation model. of the system with the elements of the occurrence in the form of a graph; The model then goes through a series of filters, where it is prepared for the final step, where alarm propagation rules correct and validate the model, as well as the chronology in certain cases.
  • the goal is to identify flow relationships from one element to another.
  • the following relationships are defined:
  • X Y: X, Y elements receive power from the same source, or supply to the same destination.
  • Relationships are established between pairs of elements that are part of the occurrence, and with this it is possible to build a tree (or graph) model with all the failures of the occurrence, as the model of the figure. 3, where elements considered equal in relation to the flow share the same level (E1 and E2 in the first level and E4, E5, E6, E7 in the second level).
  • the model is automatically generated whenever an occurrence occurs.
  • the way the model is constructed is a similar approach to sorting algorithms, where pairs of elements are compared and ordered, building the model incrementally. With this approach, this step has a complexity of o (nlQg (ri)).
  • Using flow knowledge first also serves as a filter to ensure that failures that do not belong to the occurrence but have been included due to the temporal proximity to the others are eliminated. It is considered here that if there is no relationship of a failed element to any other element of the occurrence, the failure could not propagate to it, thus being a noise.
  • the main purpose of the filters is to prepare the model for the next validation step with alarm propagation and chronology rules.
  • One embodiment includes separation of the model elements by diagnosis (alarm type).
  • Another embodiment includes separation by type of elements (transformers, lines, ).
  • the diagnostic type of E1 is the same as that of E2 (eg, off); E4, E5, and E7 also have the same type of diagnostics (eg, off), and the E6 element that was once part of the same group as E4, E5, and E7 by flow definition must now belong to a new group because It differs in relation to the type of diagnosis (eg, disarming) with the others in its group, but maintains the same flow relationship.
  • Equipment represents any equipment on the power grid. There are two types of equipment:
  • Unsectable equipment buses, transformers, lines, capacitor banks, generators, synchronous compensators, static compensators and windings. All equipment is associated with one or two terminals. A terminal connects equipment to a connectivity node, which in turn is related to multiple terminals. This way, the path that connects one equipment to another goes through terminals and connectivity nodes.
  • Figure 17 illustrates a topology containing four devices, three connectivity nodes. Equipment is represented by squares, while nodes are represented by circles.
  • the E1 equipment has two terminals: T3 and T6.
  • Terminal T6 is associated with connectivity node N2, which has several terminals, including terminals T6, T7, T8, T9, and T10. Realize that equipment E1 is connected to equipment E4 through the following path:
  • the E1 device is connected to the E4 device only if there is at least one connected path where all disconnectable devices are closed. Thus, if device E3 is open, E1 is not connected to device E4.
  • the representation of electrical system equipment is based on an object-oriented model, which means that each equipment has attributes and methods for obtaining equipment status or otherwise manipulating equipment.
  • Equipment represents any topology equipment
  • Selectable Equipment represents equipment that interrupts power (can be a circuit breaker or a switch);
  • Transmission Line represents a transmission line.
  • a line has at least one transmission line terminal. In general a line has two transmission line terminals;
  • TransmissionLine Terminal represents a terminal of a transmission line;
  • Reactor represents a reactor
  • Transformer represents a transformer
  • CapacitorBank represents a capacitor bank
  • Synchronous Compensator represents a synchronous compensator
  • Static Compensator represents a static compensator
  • Generator represents a generator
  • Breaker represents a breaker.
  • circuit breaker circuit breaker, busbar, generator, switch, synchronous compensator, static compensator, reactor, ground fault, transmission line, transmission line terminal, transformer, winding, substation.
  • Substation Substation in which the equipment is inserted
  • Some circuit breaker that can protect the equipment was open and closed and opened within the last 30 seconds.
  • Some BreakerWithEvent Breaker Evaluates whether any breaker that is or was protecting the equipment has recently received a breaker failure event.
  • ProtectClassSignaledInSomeRelated Bar (ProtectClass): Checks for any event associated with the bus with the protection class passed by parameter.
  • ProtectedClassChanged (Protectedclass): Checks for any events with the protection class passed by parameter.
  • BehindProtectionClass Q Some protection classes may be hidden from operators, this method tells you if there are any events whose protection class should not be hidden. • equipmentStoreInMaintenQ: informs if the equipment is under maintenance (open keys).
  • bus2 secondary or auxiliary bus used by the transmission line terminal
  • EhTrafoElevator informs if the transformer is of the type elevator bus
  • BusNumber inform the bus number (can be 1 or 2)
  • An alarm triggering rule has the following attributes:
  • rule code (there cannot be more than one rule with the same code)
  • REACTOR_CLASSES list of protection classes that had reactor-related protections in place
  • PROTECTION_CLASSES_TRAFOS_TERRA List of protection classes that had earth-protection related protections in effect
  • o SIDE_ Substation code from the source side of a transmission line
  • o SIDE_PARA Destination side substation code of a transmission line
  • BAR1 Terminal 1 bar code of a transmission line
  • BAR2 Terminal 2 bar code of a transmission line
  • DJ_REATOR_COM_ FAIL breaker (reactor) code that failed
  • evaluation expression logical expression that evaluates whether or not the diagnosis should be issued (more details will be presented in the next sections)
  • getEquipmentType () TRANSMISSIONLINE ⁇ Title: $ ID Powered;
  • Type POWER_LADO_PARA
  • getEquipmentType () STATICCOMPENSATOR ⁇
  • getEquipmentType () POWERTRANSFORMER ⁇ Title: $ ID DISARM;
  • getEquipmentType () SYNCHRONOUSCOMPENSATOR ⁇ Title: $ ID DISARM;
  • getEquipmentType () BUSBARSECTION ⁇
  • getEquipmentType () TRANSMISSIONLINE ⁇
  • Attribute WITH LOCK $ SIDE_PARA; Expression: exists (para) & para.AutoLockRele () & exists (de) & IGet OffSide () &! De.AutoLockRele ();

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Abstract

A presente invenção proporciona um sistema e método para realizar diagnósticos automáticos e em tempo real de falhas em equipamentos localizados em redes elétricas, como por exemplo, redes de transmissão e geração de energia elétrica. O sistema e método da invenção compreende o uso de regras genéricas que consistem na correlação de eventos, especialmente aplicadas em redes elétricas com constantes modificações de topologia.

Description

Relatório Descritivo de Patente de Invenção
SISTEMA E MÉTODO PARA DIAGNÓSTICOS AUTOMÁTICOS E EM TEMPO
REAL EM REDES ELÉTRICAS Campo da Invenção
A presente invenção se situa no campo da Engenharia Elétrica. Mais especificamente, a presente invenção proporciona um sistema e método para realizar diagnósticos automáticos e em tempo real de falhas em equipamentos localizados em redes elétricas como, por exemplo, redes de transmissão e geração de energia elétrica. O sistema e método da invenção compreende o uso de "regras genéricas", que compatibilizam as enormes quantidades de pontos de diagnóstico com as capabilidades de sistemas, de forma a proporcionar a correlação de eventos, especialmente aplicados para redes elétricas com constantes modificações de topologia.
Antecedentes da Invenção
Os centros de supervisão e controle das modernas redes de transmissão e distribuição de energia elétrica têm a complexa tarefa de gerenciar redes grandes e geograficamente abrangentes. Tais centros adquirem uma grande quantidade de dados sobre a rede elétrica, possibilitando assim o diagnóstico e a localização de condições de anormalidade no sistema. Nos centros de controle modernos existem sistemas responsáveis pelo acompanhamento da carga no sistema, pela análise de contingências, pela análise de curtos- circuitos, dentre outras funções. Entretanto, o conhecimento especialista de operadores humanos ainda é indispensável para supervisionar o sistema e tomar decisões críticas, principalmente em situações de emergência. Em tais situações, são normalmente geradas grandes quantidades de eventos (indicando situações potencialmente anormais), um efeito cascata muitas vezes originado por uma única falha. Existem registros de situações críticas em centros de controle em que os operadores receberam mais de 1.500 eventos em um único segundo. O grande volume de eventos em situações críticas é um problema para a operação do sistema, pois aumenta o tempo de diagnóstico e de reação dos operadores, que têm que "digerir" todo o surto de eventos para identificar os reais problemas no sistema. Dessa forma, nos momentos críticos, quando, devido à gravidade da situação e à quantidade de clientes afetados, o diagnóstico deve ser realizado o mais rápido possível para que ações corretivas possam ser executadas, o tempo levado pelos operadores para descobrir o que está realmente acontecendo na rede elétrica é muito maior. Além disso, humanos estão sujeitos a cometer erros em situações de estresse, e um diagnóstico incorreto pode agravar ainda mais a situação uma vez que uma ação corretiva equivocada pode danificar um equipamento ou propagar os efeitos de uma falha localizada para outras partes do sistema.
Empresas e grupos de pesquisa têm pesquisado e desenvolvido técnicas e aplicações para o diagnóstico de falhas em diversos tipos de redes como redes de computadores, redes elétricas e redes de telecomunicações. Aparentemente eles não têm considerado a possibilidade de aplicar uma técnica ou aplicação desenvolvida para um tipo de rede nos demais tipos. Mais precisamente, a maioria das técnicas de diagnóstico e correlação de eventos utilizados em redes de computadores e redes de telecomunicações não tem sido aplicada no diagnóstico de falhas em redes elétricas, apesar de não existir nenhum impedimento teórico para isso. Talvez por esse fato exista um razoável número de aplicações comerciais para diagnóstico de falhas em redes de computadores e redes de telecomunicações, e um número bastante reduzido de aplicações para redes elétricas. Além disso, um outro problema é o número excessivo de regras para modelar um único problema.
O raciocínio envolvido no diagnóstico de falhas em sistemas de potência é eminentemente simbólico, o que viabiliza a sua automatização através de sistemas. Esse fato levantou a possibilidade de se utilizarem aplicações baseadas em conhecimento para o processamento automático de eventos, permitindo associar uma série de eventos correlatos com uma única causa-raiz. Um fator crucial para o sucesso de um sistema de correlação de eventos é a escolha de uma técnica de correlação de eventos que seja adequada ao ambiente no qual o sistema vai realizar seus diagnósticos.
Devido à existência de uma base de conhecimento parcial na forma de regras de correlação, criada para um projeto anterior não completado, escolheu-se a técnica mais fácil de ser implementada de acordo com a situação: o raciocínio baseado em regras. Outra vantagem dessa escolha é o fato de o cliente já ter uma experiência anterior na confecção das regras, o que facilitaria a complementação da base de conhecimento. Porém essa escolha resultou em dois grandes problemas:
• O grande número de regras necessárias para modelar os problemas da rede;
• Manutenções constantes devido a modificações na topologia da rede.
Por exemplo, para modelar apenas as falhas da parte ínfima linhas de transmissão supervisionadas atualmente, são necessárias 1.334 regras. Supondo que cada um dos centros regionais tenha aproximadamente o mesmo número de equipamentos e que as regras de linhas de transmissão representem metade do total de regras de cada centro, pode-se estimar que seriam necessárias mais de 10.000 regras para modelar todos os problemas de todos os equipamentos da rede de transmissão.
Em um caso específico, por exemplo, somente no mês de outubro de 2002, foram realizadas oito alterações na topologia de uma certa rede de linhas de alta tensão. Usando o raciocínio baseado em regras convencionais, seria necessário reescrever ou atualizar a base de regras sempre que ocorre uma modificação na topologia da rede. Com uma base com 10.000 regras, essa tarefa se torna bastante árdua, impossibilitando, na verdade, o efetivo emprego da técnica.
São conhecidas algumas publicações parcialmente relacionadas ao tema da presente invenção, mas sem, contudo, antecipá-la ou sequer sugeri-la. Exemplos incluem alguns artigos como: ABOELELA E.; DOULEGERIS C, Fuzzy Temporal Reasoning Model for Event Correlation in Network Management, 24th Conference on Local Computer Networks, LCN'99, Lowell, Massachusetts, USA, pp.150-159, October 1999.
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No âmbito patentário, alguns documentos descrevem alguns sistemas e/ou métodos de monitoramento e diagnóstico em redes elétricas. As referências que circunscrevem a invenção sem, contudo, antecipá-la ou sequer sugeri-la, são listadas a seguir.
O documento US 5,388,189 descreve uma rede de dados onde são fornecidos alarmes que são filtrados para a eliminação de alarmes redundantes e também fornece diagnósticos.
O documento US 7,840,395 descreve um sistema elétrico, onde são proporcionadas análises de falhas em tempo real.
O documento US 201 1/066301 descreve um sistema e método para monitoramento e controle de um sistema elétrico.
O documento US 2008/120080 descreve um sistema para filtragem de alarme e interpretação de dados em tempo real de um sistema elétrico.
O documento US 2012/022707 descreve uma rede elétrica, onde são monitorados os eventos ocorridos e fornece a visualização de dados.
O documento US 2011/282508 descreve uma plataforma de segurança que pode controlar a distribuição de energia elétrica e operações em uma rede de transmissão e de distribuição de energia elétrica em tempo real onde pode ser analisados os dados.
A presente invenção difere dos documentos citados, entre outras razões técnicas, por fornecer um sistema para a realização de diagnósticos automáticos e em tempo real de falhas em equipamentos localizados em redes de transmissão e geração de energia elétrica, através de regras denominadas "regras genéricas", onde estas regras utilizam correlação de eventos, preferencialmente desenvolvidas para redes com constantes modificações de topologia. A presente invenção une o conceito baseado em regras com o conceito baseado em modelos e que facilita e agiliza a construção da base de conhecimento, além de diminuir a necessidade de atualização devido a mudanças na topologia da rede elétrica. A presente invenção proporciona um número reduzido de regras necessárias para modelar os problemas em uma rede elétrica ao permitir que uma mesma regra possa ser reutilizada por vários equipamentos.
Sumário da Invenção
A presente invenção fornece um método para realizar diagnósticos automáticos e em tempo real de falhas em equipamentos localizados em redes de transmissão e geração de energia elétrica através de regras denominadas "regras genéricas". O método da presente invenção une o raciocínio baseado em regras com o raciocínio baseado em modelos e que facilita a construção da base de conhecimento, além de diminuir a necessidade de atualização devido a mudanças na topologia da rede elétrica. O método da presente invenção fornece um número reduzido de regras necessárias para modelar os problemas na rede elétrica ao permitir que uma mesma regra possa ser reutilizada por vários equipamentos.
É, portanto, um objeto da presente invenção um método para realizar diagnósticos automáticos e em tempo real de falhas em equipamentos localizados em redes de transmissão e geração de energia elétrica, referido método compreendendo as etapas de:
i. atualizar o estado de todos os equipamentos; ii. iniciar estruturas de dados;
iii. criar diagnósticos; e
iv. atualizar o estado dos equipamentos com os sintomas da rede. Em um outro aspecto, sendo portanto um outro objeto da invenção, é provido um método onde regras genéricas são aplicadas sobre classes de equipamentos, referido método compreendendo as etapas de:
i. checar se equipamento está conectado (energizado) ou não conectado
ii. checar se equipamento estava conectado (energizado) ou não conectado;
iii. inserir regra(s) e/ou macro(s) e/ou atributo(s) ao(s) equipamento(s) e/ou tipo(s) de equipamento(s);
iv. gerar diagnósticos para cada equipamento E, para cada regra R em equipamento e para cada atributo A em equipamento através de condição de existência e condição de ativação;
v. substituir variáveis no texto do(s) diagnóstico(s); e vi. enviar diagnóstico(s).
O método da invenção pode adicionalmente compreender as seguintes etapas:
vii. Remover diagnóstico(s) com sintoma(s) expirado(s);
viii. Recuperar diagnósticos com sintomas da rede; e ix. Adicionar sintomas no equipamento associado. onde as ditas regras genéricas são aplicadas sobre classes de equipamentos, traduzindo se a linha de transmissão está ou não conectada a algum equipamento energizado.
Preferencialmente, um equipamento pode possuir vários equipamentos associados, e, por sua vez, um equipamento associado pode possuir vários equipamentos associados.
O método da presente invenção preferencialmente utiliza a lógica Causa-Raiz para recuperar diagnósticos com sintomas na rede.
O método da presente invenção preferencialmente utiliza a lógica Primitivas Topológicas para informar a topologia atual da rede na geração dos diagnósticos. A presente invenção proporciona um sistema capaz de realizar diagnósticos automáticos e em tempo real de falhas em equipamentos localizados em redes de transmissão e geração de energia elétrica através de regras denominadas "regras genéricas".
Em um aspecto, a presente invenção proporciona um sistema compreendendo:
i) Meios para geração da topologia;
ii) Meios para interligar redes;
iii) Meios para manter uma representação da topologia da rede elétrica;
iv) Meios para gerar diagnósticos através de regras genéricas com base nas informações colhidas;
v) Meios para gerar as telas dos diagnósticos;
vi) Meios para geração de relatórios.
O sistema da invenção pode adicionalmente compreender:
vii) Meios para informar a disponibilidade de funcionamento cada módulo do sistema.
Preferencialmente, referidos meios para geração da topologia podem ser uma concretização denominada "Topogiggio", onde este acessa as tabelas do sistema se gerenciamento da rede elétrica, como por exemplo, Sage (Sistema Aberto de Supervisão e Controle) e gera arquivos XML contendo a topologia completa da rede elétrica.
Preferencialmente, os referidos meios para interligar redes pode ser um Gateway, que acessa sistema se gerenciamento da rede elétrica, como por exemplo, o Sage (Sistema Aberto de Supervisão e Controle) para recuperar em tempo real alarmes, eventos, grandezas analógicas e/ou estados de abertura de todos os disjuntores e chaves da rede elétrica.
Preferencialmente, os referidos meios para atualizar o estado da topologia podem ser uma concretização denominada "Model", que acessa o Gateway. Possui um filtro de ruído que avalia se as informações recuperadas do sistema, sendo corretas ou não, caso não estejam, alarmes ou eventos são removidos ou inseridos, de forma que, ao final o estado da topologia fique consistente.
Breve Descrição das Figuras
A figura 1 mostra um sistema de análise de causa-raiz com informações do Smart Alarm e topologia sendo (RPF) Relações de Propagação de Fluxo, (MBF) Modelo Baseado em Fluxo, (FD) Filtro de Diagnósticos, (FE) Filtro de Equipamento, (Ml) Modelo Intermediário, (RP) Regras de Propagação, (C) Cronologia e (MF) Modelo Final.
A figura 2 mostra um exemplo de topologia.
A figura 3 mostra um modelo baseado em fluxo de energia.
A figura 4 mostra um modelo intermediário.
A figura 5 mostra as relações de fluxo do modelo.
A figura 6 mostra um modelo final.
A figura 7 mostra o grafo que representa o fluxo de energia entre os elementos no primeiro cenário.
A figura 8 mostra o grafo que representa o fluxo de energia entre os elementos no segundo cenário.
A figura 9 mostra o grafo caso a etapa de filtro precise separar os alarmes por diagnóstico e por tipo de elemento.
A figura 10 mostra o grafo caso a regra 1 confirme a relação R1 do grafo; a regra 2 modifique a relação R2 do grafo, mudando o sentido da relação, indicando assim que o alarme 7 ocorreu primeiro; a regra 3 confirme a relação R3 do grafo, mantendo desta forma a conexão.
A figura 11 mostra o grafo que representa o fluxo de energia entre os elementos no terceiro cenário.
A figura 12 mostra o grafo caso o alarme 2 ocorra primeiro.
A figura 13 mostra a estabilidade da Barra CRD1 B1 ao longo do tempo sendo E.C. Estabilidade Crítica, E.S. Estabilidade Segurança e E.A. Estabilidade Atual. A figura 14 mostra a estabilidade da Barra ACD2(5463) ao longo do tempo.
A figura 15 mostra a ilustração da distribuição de estabilidade para as barras em um caso.
A figura 16 mostra a ilustração da arquitetura do sistema da invenção contendo os seguintes elementos: (A) Rede Elétrica, (B) Processador de Eventos e Emissor de Alarmes, (C) Visualizador de Alarmes, (D) Banco de Regras, (E) Topologia de Rede Elétrica, (1 ) Eventos (Sintomas) e (2) Alarmes.
A figura 17 mostra a ilustração de uma topologia da rede elétrica contendo quatro equipamentos e três nós de conectividade.
A figura 18 mostra um tipo de terminal da linha de transmissão.
A figura 19 mostra um tipo de terminal da linha de transmissão com uma falha ocorrida no disjuntor.
A figura 20 mostra um instalação de 230 kV com uma falha ocorrida no disjuntor (D.F.).
Descrição Detalhada da Invenção
Sistemas de tratamento inteligente de alarmes, em geral, utilizam modelos baseados em regras para emitir diagnósticos sobre problemas nos equipamentos monitorados. Essa abordagem traz dois grandes problemas: grande quantidade de regras e altíssimo índice de manutenção constante devido a modificações na topologia da rede.
A solução utilizada pela presente invenção consiste em uma evolução do modelo convencional para um modelo baseado em "regras genéricas". Sua aplicação pode ser em rede de computadores, redes de telecomunicações, redes elétricas, entre outras. Diferentemente no modelo convencional, onde as regras são aplicadas sobre equipamentos específicos, as regras genéricas são aplicadas sobre classes de equipamentos. Para exemplificar, em vez da regra ser aplicada a uma determinada linha de transmissão, ela é aplica sobre todas as linhas de transmissão. Para permitir que as regras sejam de fato genéricas, o sistema e método se apoia no conceito de conectividade, isto é, a regra não menciona a posição, por exemplo, de chaves e disjuntores de uma determinada linha de transmissão, mas apenas se a linha de transmissão está ou não conectada a algum equipamento energizado.
Essa nova forma de elaborar a base de regras reduz drasticamente a quantidade de regras. Para citar um exemplo, estima-se que aproximadamente 20.000 regras seriam necessárias para modelar toda uma rede elétrica; já utilizando regras genéricas, apenas 40 regras.
Regra genérica é composta pelos seguintes elementos:
• Macros: são funções que podem ser utilizadas pelas regras, elas evitam que muito código seja repetido dentro da base de regras;
• Expressão lógica da regra: expressão que vai ser avaliada para cada equipamento pertencente a uma determinada classe;
• Atributos: são complementos do diagnóstico. Os atributos são utilizados para reduzir a quantidade de regras. Ao invés de ter várias regras objetivando cobrir todas as possibilidades envolvendo os atributos, temos uma única regra e vários atributos.
Um exemplo de regra é de desarme em uma linha de transmissão e os atributos impedimento e religamento sem sucesso, em vez de gerar as regras de: Desarme; Desarme com impedimento; Desarme com religamento seu sucesso; Desarme com impedimento e religamento sem sucesso; a presente invenção fornece um método onde é necessário apenas gerar a regra de desarme os atributos individualmente, e o sistema automaticamente gera as combinações. Essa solução, além de garantir uma pequena quantidade de regras, traz manutenção zero, isto é, nenhum esforço é necessário para manter atualizado o conhecimento utilizado pelo sistema. Sempre que a topologia da rede elétrica for modificada, o sistema identifica automaticamente e atualiza o modelo da topologia no qual a base de regras genéricas é aplicada.
A presente invenção fornece um método para proporcionar realizar diagnósticos automáticos e em tempo real de falhas em equipamentos localizados em redes de transmissão e geração de energia elétrica através de regras denominadas "regras genéricas". O método da presente invenção une o raciocínio baseado em regras com o raciocínio baseado em modelos e que facilita a construção da base de conhecimento, além de diminuir a necessidade de atualização devido a mudanças na topologia da rede elétrica. O método da presente invenção fornece um número reduzido de regras necessárias para modelar os problemas na rede elétrica ao permitir que uma mesma regra possa ser reutilizada por vários equipamentos.
A presente invenção fornece um método onde as regras genéricas são aplicadas sobre classes de equipamentos e compreende as etapas de:
i. Checar se equipamento está conectado (energizado) ou não conectado;
ii. Checar se equipamento estava conectado (energizado) ou não conectado;
iii. Inserir regra(s) e/ou macro(s) e/ou atributo(s) ao(s) equipamento(s) e/ou tipo(s) de equipamento(s);
iv. Gerar diagnósticos para cada equipamento E, para cada regra R em equipamento e para cada atributo A em equipamento através de condição de existência e condição de ativação;
v. Substituir variáveis no texto do(s) diagnostico(s); e vi. Enviar diagnóstico(s).
O método da invenção pode adicionalmente compreender as seguintes etapas:
vii. Remover diagnóstico(s) com sintoma(s) expirado(s);
viii. Recuperar diagnósticos com sintomas da rede; e ix. Adicionar sintomas no equipamento associado, onde as ditas regras genéricas são aplicadas sobre classes de equipamentos, traduzindo se a linha de transmissão está ou não conectada a algum equipamento energizado.
Preferencialmente, um equipamento possui vários equipamentos associados, e, por sua vez, um equipamento associado pode possuir vários equipamentos associados. O método da presente invenção preferencialmente utiliza a lógica Causa-Raiz para recuperar diagnósticos com sintomas na rede.
O método da presente invenção preferencialmente utiliza a lógica Primitivas Topológicas para informar a topologia atual da rede na geração dos diagnósticos.
A presente invenção também proporciona um sistema para realizar diagnósticos automáticos e em tempo real de falhas em equipamentos localizados em redes de transmissão e geração de energia elétrica, através de regras denominadas "regras genéricas". O sistema da presente invenção une o raciocínio baseado em regras com o raciocínio baseado em modelos e que facilita a construção da base de conhecimento, além de diminuir a necessidade de atualização devido a mudanças na topologia da rede. O sistema da presente invenção reduz o número de regras necessárias para modelar os problemas na rede elétrica ao permitir que uma mesma regra possa ser reutilizada por vários equipamentos e compreende:
i) Meios para geração da topologia;
ii) Meios para interligar redes;
iii) Meios para manter uma representação da topologia da rede elétrica;
iv) Meios para gerar diagnósticos através de regras genéricas com base nas informações colhidas; e opcionalmente, v) Meios para gerar as telas dos diagnósticos; e vi) Meios para geração de relatórios.
O sistema da invenção pode adicionalmente compreender:
vii) Meios para informar a disponibilidade de funcionamento cada módulo do sistema.
Preferencialmente, os referidos meios para geração da topologia são uma concretização denominada "Topogiggio", que acessa as tabelas do sistema se gerenciamento da rede elétrica, como por exemplo, Sage (Sistema Aberto de Supervisão e Controle) e gera arquivos XML contendo a topologia completa da rede elétrica. Preferencialmente, os referidos meios para interligar redes são um Gateway, que acessa sistema se gerenciamento da rede elétrica, como por exemplo, o Sage (Sistema Aberto de Supervisão e Controle) para recuperar em tempo real alarmes, eventos, grandezas analógicas e/ou estados de abertura de todos os disjuntores e chaves da rede elétrica.
Preferencialmente, os referidos meios para atualizar o estado da topologia são uma concretização denominada "Model", que acessa o Gateway. Possui um filtro de ruído que avalia se as informações recuperadas do sistema, sendo corretas ou não, caso não estejam, alarmes ou eventos são removidos ou inseridos, de forma que, ao final o estado da topologia fique consistente. Regras Genéricas
A presente invenção fornece uma lógica denominada "regras genéricas", que podem ser reutilizadas para todos os equipamentos do mesmo tipo. Para tornar uma regra genérica, ela precisa ser parametrizada para remover todas as referências aos componentes específicos relacionados com o equipamento no qual está sendo realizado o diagnóstico. A parametrização da regra se dá através da criação de parâmetros topológicos que correspondem a cada um dos componentes do equipamento no qual está sendo realizado o diagnóstico.
Como um exemplo, foram criados os seguintes parâmetros topológicos:
• DJ1 : corresponde ao disjuntor que interrompe a ligação entre a linha e o primeiro barramento ao qual a linha está conectada;
• DJ2: corresponde ao disjuntor que interrompe a ligação entre a linha e o segundo barramento ao qual a linha está conectada, caso ele exista;
• DJR: corresponde ao disjuntor do reator da linha, caso ele exista;
• R: corresponde ao reator da linha, caso ele exista;
• B1 : Primeiro barramento ao qual a linha está conectada;
• B2: Segundo barramento ao qual a linha está conectada, caso ele exista.
Dessa forma, uma linha pode ser representada inequivocamente por seus parâmetros topológicos permitindo a remoção de qualquer referência a componentes específicos da linha de transmissão. A parametrização possibilitou a redução das regras que de 1.334 passaram para 51 regras em uma linha de transmissão. Essa parametrização possibilitou desenvolver uma regra para cada tipo de problema de linhas de transmissão generalizando assim sua aplicação para qualquer equipamento e/ou parte da rede elétrica.
Para o caso de um diagnóstico em uma rede elétrica, mais especificamente, uma linha de transmissão, a presente invenção baseia-se na seguinte estrutura:
i. Diagnóstico principal
1. Desarme
2. Energização
3. Desenergização
4. Blackout
5. Sinalização incorreta da proteção
ii. Tipo do equipamento principal
1. LT
2. Terminal de LT
3. Banco de capacitar
4. Reator
5. Enrolamento de trafo
6. Trafo
7. Compensador estático
8. Compensador síncrono
9. Compensação série
10. Barra
11. Gerador
12. Link de gerador
13. Subestação (para blackout)
iii. Identificação do equipamento principal
1. Ex. 04L2
iv. A localização do defeito (para LT) 1. Defeito interno
2. Defeito externo
3. Defeito sistémico
v. Se a linha é da concessionária (para LT e terminal de LT)
vi. Se houve tentativa de religamento automático (para LT e terminal de LT)
1. Se houve sucesso ou não no religamento (se aplica a cada lado da LT)
vii. Se atuou relê de bloqueio
viii. O conjunto das proteções que atuaram
1. Incluindo indicação do equipamento ao qual a cadeia de proteção pertence
2. Incluir proteção de cada lado da LT, quando for LT
3. Incluir qual enrolamento está envolvido, quando for trafo
4. Indicar se a proteção é intrínseca ou não
ix. Se houve atuação indevida da proteção
x. Se houve falha de disjuntor
1. Com a identificação do disjuntor que falhou
xi. Se houve falta de atuação da proteção
Primitivas Topológicas
Primitivas topológicas são construções conceituais que permitem retirar das regras de correlação de eventos todas as referências a elementos da topologia da rede elétrica. Com primitivas topológicas, é possível isolar, no diagnóstico de um problema, as informações referentes à topologia associada ao equipamento em questão; dessa forma, a regra não precisa ser alterada caso haja alguma modificação na topologia da rede.
As primitivas topológicas são baseadas na análise da conectividade de um grafo que representa todas as conexões entre os diferentes equipamentos presentes na rede elétrica. Este grafo é a contribuição do raciocínio baseado em modelos para o método. Além de modelar as conexões entre os equipamentos da rede, o grafo mantém também o estado de cada equipamento através do processamento dos eventos recebidos pelo sistema de diagnóstico. No caso de uma de linhas de transmissão, as seguintes primitivas topológicas podem ser definidas para as regras:
• Conectado (Linha, Barra): informa se uma determinada linha está conectada a uma determinada barra;
• Desligamento parcial lado de (Linha): informa se a linha não está conectada a nenhuma das barras da subestação de origem, mas a alguma das barras da subestação de destino;
• Desligamento parcial lado para (Linha): informa se a linha não está conectada a nenhuma das barras da subestação de destino, mas a alguma das barras da subestação de origem;
• Desligamento total (Linha): a linha não está conectada a nenhuma barra.
Apenas com a inserção de primitivas topológicas não é possível reutilizar uma regra previamente escrita para outros equipamentos do mesmo tipo. Para que as regras possam ser reutilizadas, elas precisam ser parametrizadas.
Causa-Raiz
Análise de causa-raiz é um processo designado a identificar a causa inicial de uma sequência de eventos correlacionados, onde uma sequência de eventos correlacionados é uma forma genérica de denominar eventos/falhas que fazem parte de uma mesma ocorrência. Uma ocorrência é geralmente composta por eventos primários e eventos secundários. Evento primário é a chamada causa-raiz, ou evento inicial, enquanto que, evento secundário é uma consequência de algum evento primário, podendo ser considerado também como um sintoma da causa-raiz.
Se a análise apenas identificar a causa inicial do problema e parar neste ponto, o operador não terá informações suficientes para entender, de fato, como toda a ocorrência aconteceu depois do evento primário, ou seja, como o evento se propagou, gerando assim os eventos secundários. Dessa forma, a análise de causa-raiz objetiva encontrar também, uma descrição fiel do que aconteceu, ou seja, como a falha inicial se propagou, gerando as demais falhas da ocorrência. A análise de causa-raiz para ocorrências de falhas em sistemas elétricos identifica o que aconteceu (causa-raiz) e como aconteceu (propagação), onde o método deve satisfazer a alguns requisitos fundamentais para garantir sua eficiência:
• O método deve ser automático, não exigindo esforço de adaptação a mudanças topológicas, ou seja: "manutenção zero";
• O método deve ser eficiente: complexidade aceitável para grandes ocorrências;
Processo de Análise de Causa-raiz
O método é composto por relações de topologia/fluxo, tempo e conceitos de diagnósticos dos elementos. Os elementos considerados são linhas, transformadores, barramentos, disjuntores, entre outros.
O conhecimento utilizado como base na definição do método é a relação de fluxo de energia entre elementos do sistema. O sentido do fluxo de energia define a maneira como a energia elétrica se move fisicamente em todo o sistema elétrico, definindo assim, a maneira como ela se propaga de um elemento para outro.
Intuitivamente, o fluxo de energia de um elemento X para um elemento Y gera uma dependência de Y em relação a X, ou seja, o elemento X é a fonte (entrada) de energia para o elemento Y, que é o destino (consumidor) da energia, onde, Y depende de X para receber a energia. Para Y estar recebendo energia, ele precisa que X esteja funcionando corretamente, logo uma falha em X pode causar uma falha em Y.
Seguir o mesmo raciocínio de propagação de energia para a propagação de falhas é a forma inicial de abordar o problema de análise de causa-raiz. Para isto, um modelo baseado unicamente em fluxo de energia foi construído. Em seguida, novos conhecimentos foram incorporados ao método para refinar e aprimorar o modelo, gerando assim, um novo modelo consistente e validado. O novo conhecimento é representado na forma de filtros, regras de propagação de alarmes e cronologia de alarmes. Desta forma, o novo modelo representa a junção desses conhecimentos, e também é a resposta à pergunta de Ό que' aconteceu e 'como' aconteceu, sendo assim, o produto final do sistema e método da invenção.
A figura 1 ilustra a sequência de conhecimentos aplicados para gerar o modelo que consegue identificar a causa-raiz e como a falha se propagou. O sistema e método da invenção recebe como entrada a ocorrência de falha no sistema elétrico em forma de alarmes, e precisa de informações sobre a topologia do sistema, para que, com relações de propagação de fluxo previamente definidas, gere um modelo de propagação de fluxo do sistema com os elementos da ocorrência na forma de um grafo; o modelo passa então por uma série de filtros, onde ele é preparado para a etapa final, onde regras de propagação de alarmes corrigem e validam o modelo, assim como a cronologia em determinados casos.
Relações de Topologia/Fluxo
O objetivo é identificar relações de fluxo de um elemento para outro. As seguintes relações são definidas:
• X - Y: O elemento X fornece energia para o elemento Y.
• X <r Y: O elemento X recebe energia de Y.
• X = Y: Os elementos X, Y recebem energia de uma mesma fonte, ou fornecem para um mesmo destino.
Por exemplo, considere a figura 2Erro! Fonte de referência não encontrada, com um exemplo de configuração topológica de elementos do sistema elétrico, onde a seta indica o sentido do fluxo de energia.
Pode-se estabelecer as seguintes relações:
• E1 = E2; E4 = E5; E4 = E6;...; E5 = E6; E6 = E7
• E1 E4; E1 E5; E1 E6; E1 ->E7
• E2 -> E4; E2 -» E5; E2 E6; E2 -*E7
• E4 ^E1 ; E4 ^E2;...; E7 <- E1 ; E7 <r E2
As relações são estabelecidas entre pares de elementos que fazem parte da ocorrência, e com isso é possível construir um modelo em forma de árvore (ou grafo) com todas as falhas da ocorrência, como o modelo da figura 3, onde elementos considerados iguais em relação ao fluxo compartilham o mesmo nível (E1 e E2 no primeiro nível e E4, E5, E6, E7 no segundo nível).
O modelo é gerado automaticamente sempre que acontecer uma ocorrência. A forma como o modelo é construída é uma abordagem semelhante a algoritmos de ordenação, onde pares dé elementos são comparados e ordenados, construindo o modelo de forma incremental. Com esta abordagem, essa etapa tem uma complexidade de o(nlQg(ri)).
Utilizar primeiramente o conhecimento de fluxo serve também como um filtro, para garantir que falhas que não pertencem à ocorrência, mas foram incluídas devido à proximidade temporal com as demais, sejam eliminadas. É considerado aqui que se não existe relacionamento de um elemento com falha com nenhum outro elemento da ocorrência, a falha não teria como se propagar para ele, sendo assim, um ruído.
Filtros
O objetivo principal dos filtros é o de preparar o modelo para a próxima etapa de validação com regras de propagação de alarmes e cronologia. Uma concretização inclui a separação dos elementos do modelo por diagnóstico (tipo de alarme). Outra concretização inclui a separação por tipo de elementos (transformadores, linhas,...). Por exemplo, considerando a figura 4, que ilustra o modelo da figura 5 depois da separação dos elementos por diagnóstico: O resultado é um modelo onde o tipo de diagnóstico de E1 é igual ao de E2 (ex., desenergizado); E4, E5 e E7 também possuem o mesmo tipo de diagnóstico (ex., desenergizado), e o elemento E6 que antes fazia parte do mesmo grupo que E4, E5 e E7 por definição de fluxo, agora deve pertencer a um novo grupo, pois difere em relação ao tipo de diagnóstico (ex., desarme) com os demais do seu grupo, porém, mantém a mesma relação de fluxo.
Estatísticas de diagnósticos
No sentido de melhorar a qualidade dos diagnósticos foi desenvolvido o sistema e método da presente invenção. Em uma concretização, para facilitar a preparação e o entendimento das regras de diagnóstico, novas regras denominadas "regras genéricas" foram elaboradas nas quais o diagnóstico principal é separado dos atributos associados a este.
Estatísticas sobre os testes das novas regras:
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EXEMPLOS
Os exemplos aqui mostrados têm o intuito somente de exemplificar uma das inúmeras maneiras de se realizar a invenção, contudo sem limitar, o escopo da mesma.
Descrição da topologia da rede elétrica
Equipamento: representa qualquer equipamento da rede elétrica. Existem dois tipos de equipamentos:
• Equipamentos seccionáveis: chaves e disjuntores
• Equipamentos não seccionáveis: barramentos, transformadores, linhas, banco de capacitores, geradores, compensadores síncronos, compensadores estáticos e enrolamentos. Todo equipamento está associado a um ou dois terminais. Um terminal conecta um equipamento a um nó de conectividade, que por sua vez está relacionado com vários terminais. Desta forma, o caminho que conecta um equipamento a outro passa por terminais e nós de conectividades.
A figura 17 ilustra uma topologia contendo quatro equipamentos, três nós de conectividade. Os equipamentos são representados por quadrados, enquanto que os nós, por círculos. O equipamento E1 possui dois terminais: T3 e T6. O terminal T6 está associado ao nó de conectividade N2, que possui vários terminais, entre eles, os terminais T6, T7, T8, T9 e T10. Percebe que o equipamento E1 está conectado ao equipamento E4 através do seguinte caminho:
• E1 a T6 a N2 a T8 a E3 a T14 a N3 a T11 a E4
O equipamento E1 só estará conectado ao equipamento E4 se houver pelo menos um caminho que os conectados em que todos os equipamentos seccionáveis estiverem fechados. Dessa forma, se o equipamento E3 estiver aberto, E1 não estará conectado ao equipamento E4.
Atributos e métodos associados à topologia
A representação dos equipamentos do sistema elétrico é baseada em um modelo orientado a objeto, o que significa que cada equipamento possui atributos e métodos para obter o status do equipamento ou manipular o equipamento de alguma forma.
As seguintes classes são utilizadas pela solução:
• Equipamento: representa qualquer equipamento da topologia;
• EquipamentoCondutor: representa um equipamento que transfere energia;
• EquipamentoSeccionável: representa um equipamento que interrompe energia (pode ser um disjuntor ou uma chave);
• LinhaDeTransmissão: representa uma linha de transmissão. Uma linha possui pelo menos um terminal de linha de transmissão. Em geral uma linha possui dois terminais de linha de transmissão; • TerminalDeLinhaDeTransmissão: representa um terminal de uma linha de transmissão;
• Reator: representa um reator;
• Transformador: representa um transformador;
• BancoDeCapacitor: representa um banco de capacitor;
• CompensadorSíncrono: representa um compensador síncrono;
• CompensadorEstático: representa um compensador estático;
• Gerador: representa um gerador;
• Chave: representa uma chave;
• Disjuntor: representa um disjuntor.
Classe: Equipamento
Atributos:
• Código: código do equipamento
• Tipo: tipo do equipamento.
• Tipos possíveis: disjuntor, barra, gerador, chave, compensador síncrono, compensador estático, reator, trafo terra, linha de transmissão, terminal de linha de transmissão, transformador, enrolamento, subestação.
• Subestação: subestação na qual o equipamento está inserido
• Medidas: contém todas as medidas possíveis de um equipamento
• São exemplos de medidas: MW, MVar, kV, A
• Eventos: lista de eventos recuperados da rede.
• Tensão: nível de tensão do equipamento.
Classe: EquipamentoCondutor (estende Equipamento)
Atributos
• Terminais: lista de terminais do equipamento
Métodos
• algumDisjuntorQueEstavaAbertoChegouAFecharEAbrir(): avalia se
algum disjuntor que pode proteger o equipamento estava aberto e chegou a fechar e abrir nos últimos 30 segundos. algumDisjuntorReligouComSucesso(): avalia se algum disjuntor que está protegendo o equipamento abriu e fechou.
algumDisjuntorReligouSemSucesso(): avalia se algum disjuntor que estava protegendo o equipamento abriu, fechou e abriu.
algumDisjuntorReligou(): avalia se algum disjuntor que estava ou está protegendo o equipamento religou com sucesso ou sem sucesso.
algumDisjuntorComEventoDeFalha(): avalia se algum disjuntor que está ou estava protegendo o equipamento recebeu um evento de falha de disjuntor recentemente.
algumDisjuntorSinalizou(): avalia se algum disjuntor que está ou estava protegendo o equipamento recebeu algum evento recentemente.
algumDisjuntorAbriu(): avalia se algum disjuntor que estava protegendo o equipamento abriu e continua aberto.
algumDisjuntorFechou(): avalia se algum disjuntor que está protegendo o equipamento fechou e continua fechado.
estaEnergizado(): avalia se o equipamento está energizado
estavaEnergizadoQ: avalia se o equipamento estava energizado isolado(): avalia se o equipamento não está energizado
estavalsolado(): avalia se o equipamento não estava energizado hasDefectEventslnRelatedBusbars
classeDeProtecaoFoiSinalizadaEmAlgumaBarraRelacionada(classeProt ecao): verifica se existe algum evento associado ao barramento com a classe de proteção passada por parâmetro.
classeDeProtecaoFoiSinalizada(classeProtecao): verifica se existe algum evento com a classe de proteção passada por parâmetro.
algumaProtecaoFoiSinalizada(): informa se algum evento de proteção relacionado com o equipamento foi sinalizado
hasDefectEvents(tipoDefeito):
classeDeProtecaoDeSerExibidaQ: algumas classes de proteção podem ser ocultadas para os operadores, esse método informa se existe algum evento cuja classe de proteção não deve ser ocultada. • equipamentoEstahEmManutencaoQ: informa se o equipamento está em manutenção (chaves abertas).
Classe: EquipamentoSeccionável (estende EquipamentoCondutor)
Métodos
· estáAberto(): informa o equipamento está aberto
Classe: LinhaDeTransmissão (estende EquipamentoCondutor)
Atributos
• de: terminal lado origem da linha de transmissão
• para: terminal lado destino da linha de transmissão
Métodos
• ehLink(): informa a linha representa um link para uma unidade geradora Classe: TerminalDeLinhaDeTransmissão (estende EquipamentoCondutor) Atributos
• r: reator do terminal da linha de transmissão
· d1 : disjuntor principal do terminal da linha de transmissão
• d2: disjuntor de bypass do terminal da linha de transmissão
• barrai : barramento principal utilizado pelo terminal de linha de transmissão
• barra2: barramento secundário ou auxiliar utilizado pelo terminal de linha de transmissão
Métodos
• ehl_ink(): informa a linha representa um link para uma unidade geradora Classe: Reator (estende EquipamentoCondutor)
Atributos
· dr: disjuntor do reator
Métodos
• ehl_ink(): informa a linha representa um link para uma unidade geradora Classe: Transformador (estende EquipamentoCondutor)
Atributos
· enro13kV: enrolamento de 13kV (caso exista)
• enro69kV: enrolamento de 69kV (caso exista) • enro138kV: enrolamento de 138kV (caso exista)
• enro230kV: enrolamento de 230kV (caso exista)
• enroõOOkV: enrolamento de 500kV (caso exista)
Métodos
· ehTrafoElevador(): informa se o transformador é do tipo trafo elevador
• algumEnrolamentoFoiDesenergizado(): informa se algum enrolamento do transformador foi desenergizado
• algumDisjuntorDeCompensadorAbriuOuFalhou(): informa se algum disjuntor de compensador abriu ou falhou
· enrolamentoPrimarioFalhou(): informa se o disjuntor do enrolamento primário do transformador falhou
• enro!amentoSecundarioFalhou(): informa se o disjuntor do enrolamento secundário do transformador falhou
• enrolamentoTerciarioFalhou(): informa se o disjuntor do enrolamento terciário do transformador falhou
• todosOsEnrolamentosEstaoEnergizados(): informa se todos os enrolamentos do transformador estão energizados
• todosOsEnrolamentosEstavamEnergizados(): informa se todos os enrolamentos do transformador estavam energizados
· todosOsEnrolamentosEstaoDesenergizados(): informa se todos os enrolamentos do transformador estão desenergizados
• todosOsEnrolamentosEstavamDesenergizados(): informa se todos os enrolamentos do transformador estavam desenergizados
• algumDisjuntorEnroPrimarioFalhou(): informa se algum disjuntor do enrolamento primário falhou
• algumDisjuntorEnroSecundarioFalhou(): informa se algum disjuntor do enrolamento secundário falhou
• algumDisjuntorEnroTerciarioFalhou(): informa se algum disjuntor do enrolamento terciário falhou
· disjuntoresDeCompensadoresEstaticosAbriramOuFalharam(): informa se todos os disjuntores do compensador estático abriram ou falharam Classe: Enrolamento (estende EquipamentoCondutor)
Atributos
• t: transformador no qual o enrolamento faz parte
• djc: disjuntor do compensador, caso exista
Classe: Subestação (estende EquipamentoCondutor)
Não possui atributos ou métodos essenciais para o entendimento da solução.
Classe: BancoDeCapacitor (estende EquipamentoCondutor)
Atributos
• djbc: disjuntor do banco de capacitor
Classe: CompensadorSíncrono (estende EquipamentoCondutor)
Atributos
• djcs: disjuntor do compensador síncrono
Classe: Gerador (estende EquipamentoCondutor)
Atributos
· link: terminal de linha de transmissão que representa o link
Métodos:
• mwCaiuBruscamente(): informa se o mw caiu bruscamente. Essa queda ocorre quando a potência reduz de um valor superior a 53 MW para um valor inferior a 3 MW.
Classe: CompensadorEstático (estende EquipamentoCondutor)
Atributos
• djce: disjuntor do compensador estático
• trafo: transformador que está associado ao compensador
Classe: Barramento (estende EquipamentoCondutor)
Atributos
• outroBarramento: barramento associado que pode ser utilizado para transferência
• numeroDoBarramento: informa o número do barramento (pode ser 1 ou 2)
Métodos
• ehAuxiliar(): informa se o barramento é auxiliar • quaseTodosOsDisjuntoresDeTrafoELinhaAbriramOuFalharam(): caso mais de 70% dos disjuntores abriram ou falharam no mesmo segundo. Caso esse número for menos que 2 (número mínimo extraído com base em um conjunto de experimentos), 2 será retornado.
• estaNormalmenteEnergizado(): informa se o barramento está normalmente energizado. Barramentos principais geralmente encontram- se energizados, enquanto que os auxiliares, não.
• atuou AlgumaProtecaoTrafoTerra(): informa se atuou alguma proteção associada ao trafo terra.
Classe: Chave (estende EquipamentoSeccionável)
Todos os atributos e métodos importante para o entendimento da solução estão em EquipamentoSeccionável
Classe: Disjuntor (estende EquipamentoSeccionável)
Atributos
• estáAberto
• estáByPassado
Métodos
• ehDisjuntorCentralQ: informa se é o disjuntor central em um arrando de disjuntor e meio.
• estavaSendoUtilizado(): informa se o disjuntor está ou não sendo utilizado. Um disjuntor está sendo utilizado quando está protegendo um equipamento.
Apresentando um exemplo de uma regra de diagnóstico para disparo de alarme
Uma regra de disparo de alarme possui os seguintes atributos:
• tipo: tipo do diagnóstico, pode assumir os seguintes valores:
o BLACKOUT
o ENERGIZACAO
o ENERGIZACAO_LADO_DE
o ENERGIZACAO LADO PARA
o DESENERGIZACAO o DESENERGIZACAO_LADO_DE
o DESENERGIZACAO LADO PARA
o DESARME
o DESARME_LADO_DE
o DESARME_LADO_PARA
código: código da regra (não pode existir mais de uma regra com o mesmo código)
título: texto do diagnóstico que será apresentado para o operador. As seguintes variáveis podem ser utilizadas dentro do título de diagnósticos; elas serão substituídas pelos valores corretos no momento da criação do diagnóstico,
o ID: código do equipamento
o DJS_COM_FALHA: código dos disjuntores que falharam o REATOR_DESARMADOS: código dos reatores que desarmaram
o TRAFOS_TERRRA_DESARMADOS: código dos trafos terra que desarmaram
o CLASSES_DE_PROTECAO: lista das classes de proteção que atuaram
o CLASSES_DE_PROTECAO_DEFEITO_SISTEMICO: lista de classes de proteção que tiveram proteções atuadas cujo tipo de defeito é sistémico
o CLASSES_DE_PROTECAO_REATORES: lista de classes de proteção que tiveram proteções atuadas relacionadas com reatores
o CLASSES_DE_PROTECAO_TRAFOS_TERRA: lista de classes de proteção que tiveram proteções atuadas relacionadas com trafo terra
o LADO_DE: código da subestação do lado de origem de uma linha de transmissão o LADO_PARA: código da subestação do lado de destino de uma linha de transmissão
o BARRA1 : código da barra 1 do terminal de um linha de transmissão
o BARRA2: código da barra 2 do terminal de um linha de transmissão
o ENRO: código do enrolamento de um transformador o DJ_REATOR_COM_FALHA: código do disjuntor (do reator) que falhou
• expressão de avaliação: expressão lógica que avalia se o diagnóstico deve ou não ser emitido (maiores detalhes serão apresentados nas próximas seções)
• expressão de existência: expressão lógica que avalia se a regra deve ou não ser avaliada para gerar um diagnóstico.
A linguagem de regras genéricas
A definição da linguagem usada para elaborar regras genéricas de alarmes usa uma gramática na Forma Backus-Naur. Uma linha iniciando com // é um comentário e serve apenas para fornecer explicações ou simplificar a leitura da gramática.
// todas as regras
<conjuntoDeRegras> ::=
<GrupoDeDefiniçõesDeMacros> <GrupoDeDefiniçõesDeRegras>
<GrupoDeDefiniçõesDeAtributos>
// as macros
<GrupoDeDefiniçõesDeMacros> ::=
<umGrupoDeDefiniçõesDeMacros> | <umGrupoDeDefiniçõesDeMacros>
<GrupoDeDefiniçõesDeMacros>
<umGrupoDeDefiniçõesDeMacros> ::=
"Macros para:" <expressãoBooleana> "{" <definiçõesDeMacros> "}"
<definiçõesDeMacros> ::=
<definiçãoDeMacros> | <definiçãoDeMacros> <definiçõesDeMacros> <definiçãoDeMacros> ::=
"Macro:" <nomeDeMacro> "() {" <corpoDeMacro> "}"
<nomeDeMacro> ::= <texto>
<corpoDeMacro> ::= <expressãoBooleana>
// as regras
<GrupoDeDefiniçõesDeRegras> ::=
<umGrupoDeDefiniçõesDeRegras> | <umGrupoDeDefiniçõesDeRegras>
<GrupoDeDefiniçõesDeRegras>
<umGrupoDeDefiniçõesDeRegras> ::=
"Regras para:" <expressãoBooleana> "{" <definiçõesDeRegras> "}"
<definiçõesDeRegras> ::=
<definiçãoDeRegra> | <definiçãoDeRegra> <definiçõesDeRegras>
<definiçãoDeRegra> ::=
<título> <código> <tipo> <existência> <regra>
<título> ::= "Titulo." <texto> ";"
<código> ::= "Código:" <texto> ";"
<tipo> ::= "Tipo:" <umTipo> ";"
<existência> ::= "Existe se:" <expressãoBooleana> ";" // condição de existência <regra> ::= "Regra:" <expressãoBooleana> ";" // condição de ativação
// os atributos
<GrupoDeDefiniçõesDeAtributos> ::=
<umGrupoDeDefiniçõesDeAtributos> | <umGrupoDeDefiniçõesDeAtributos>
<GrupoDeDefiniçõesDeAtributos>
<umGrupoDeDefiniçõesDeAtributos> ::=
"Atributos para:" <expressãoBooleana> "{" <definiçõesDeAtributos> "}"
<definiçõesDeAtributos> ::=
<definiçãoDeAtributo> | <definiçãoDeAtributo> <definiçõesDeAtributos>
<definiçãoDeAtributo> ::=
<id> <atributo> <religamento> <expressãoDoAtributo>
<id>::= "ID: " <umld>
<atributo> ::= "Atributo: " <umAtributo> <religamento> ::= "SIM" | "NAO"
<expressãoDoAtributo> ::= "Expressão:" <expressãoBooleana>
<texto> ::= (qualquer símbolo menos espaço)+
<expressãoBooleana> ::=
<expressãoBooleana> "|" <E-lógico> | <E-lógico>
<E-lógico> ::=
<E-lógico> "&" <igualdade> | <igualdade>
<igualdade> ::=
"(" <expressãoBooleana> ")" | <constante> | <termo>
<termo> ::=
<termoVariável> | <macro> | <tipoDeEquipamento> |
<equipamentoAssociado>"."<nomeDeMacro> | <equipamentoAssociado>"."<equipamentoAssociado>.<nomeDeMacro> | <equipamentoAssociado>"."<nomeDeMétodo> | <equipamentoAssociado>"."<equipamentoAssociado>.<nomeDeMétodo> <tipoDeEquipamento> ::=
"BREAKER" | "BUSBARSECTION" | "CAPACITORBANK" | "GENERATOR" | "SIMPLESWITCH" | "STATICCOMPENSATOR" | "REACTOR" | "GROUNDTRANSFORMER" | "SYNCHRONOUSCOMPENSATOR" | "TRANSMISSIONLINE" | "TRANSMISSIONLINESEGMENT" | "POWERTRANSFORMER" | "TRANSFORMERWINDING" | "SUBSTATION" <termoVariável> ::=
"$ID" | "$LADO_DE" | "$LADO_PARA" | "$ENRO" | "$BARRA2" |
$DJS_COM_FALHA | $DJ_REATOR_COM_FALHA | $CLASSES_DE_PROTECAO |
$REATOR_DESARMADOS | $CLASSES_DE_PROTECAO_REATORES | $CLASSES_DE_PROTECAO_DEFEITO_SISTEMICO | $TRAFOS_TERRRA_DESARMADOS | $CLASSES_DE_PROTECAO_TRAFOS_TERRA
<umTipo> ::=
"BLACKOUT" | "ENERGIZACAO" |
"ENERGIZACAO_LADO_DE" j
"ENERGIZACAO_LADO_PARA" |
"DESENERGIZACAO" |
"DESENERGIZACAO_LADO_DE" |
"DESENERGIZACAO_LADO_PARA" |
"DESARME" I
"DESARME_LADO_DE" |
"DESARME_LADO_PARA"
<umld> :: = < texto>
<umAtributo> ::= <texto>
<equipamentoAssociado> ::= "de" |
"para" |
"r" |
"d1" |
"d2" |
"barrai" |
"barra2" |
"dr" |
"enro13kV" I
"enro69kV" |
nenro138kVn |
"enro230kV" |
"enro500kV" |
"ehTrafoElevador" |
"t" |
"djc" |
"djbc" |
"djcs" |
"link" |
"djce" | "trafo" I
"outroBarramento" |
"numeroDoBarramento" |
"estáAberto" |
"estáAberto" |
"estáByPassado"
<c!asseDeDesarme> ::= "SOBRECARGA" | "DEFEITO" I
"SOBRETENSAO" |
"BLOQUEIO" |
"GAS" |
"IMPEDIMENTO" |
"SOBRETEMPERATURA OLEO" |
"SOBRECORRENTE" |
"VALVULA SEGURANCA" |
"SOBRETEMPERATURA ENROL" |
"DIFERENCIAL" |
"SUBFREQUENCIA" |
"RELE_DE_POTENCIA" |
"SUBTENSAO" |
"ALIVIO_DE_CARGA" |
"DISTANCIA" |
"DESEQUILIBRIO_DE_TENSAO" |
"RELE_DE_POTENCIA" |
"TEMPERATURA OLEO/ENROL" |
"RELE_DE_GAS_2_GRAU" |
"RELE_DIFERENCIAL" |
"SOBRECORRENTE_FASES" |
"SOBRECORRENTE REST TENSAO" | "SOBRECORRENTE_NEUTRO" |
"CARCAÇA" | "VALVULA DE SEGURANCA" |
"SOBRECORRENTE_DIR_NEUTRO" |
"OSCILACAO_DE_POTENCIA" |
"DISTANCIA_DIRECAO_REVERSA" |
"MECÂNICO" I
"ELETRICO"
<tipoDeDefeito> ::= "SISTEMIC" | "NOT_SISTEMIC"
<nomeDeMétodo> ::= "hasDefectEventslnRelatedBusbars(<tipoDeDefeito>) " | "classeDeProtecaoFoiSinalizadaEmAlgumaBarraRelacionada(<classeDeDesar me>)" I
"classeDeProtecaoFoiSinalizada(<classeDeDesarme>)" |
"algumaProtecaoFoiSinalizadaQ" |
MhasDefectEvents(<tipoDeDefeito>)" |
"algumDisjuntorQueEstavaAbertoChegouAFecharEAbrirO" |
"algumDisjuntorReligouComSucessoO" |
"algumDisjuntorReligouSemSucessoO" |
"algumDisjuntorReligouO" |
"algumDisjuntorComEventoDeFalhaO" |
"algumDisjuntorSinalizouO" |
"algumDisjuntorAbriuO" |
"algumDisjuntorFechouO" |
"estaEnergizadoO" |
"estavaEnergizado()" |
"isoladoO" I
"estava lsolado()" |
"ehLinkO" |
"algumEnrolamentoFoiDesenergizadoO" |
"algumDisjuntorDeCompensadorAbriuOuFalhouO" |
"enrolamentoPrimarioFalhouO" |
"enrolamentoSecundarioFalhouO" |
"enrolamentoTerciarioFalhouO" | "todosOsEnrolamentosEstaoEnergizadosO" |
"todosOsEnrolamentosEstavamEnergizadosO" |
"ehAuxiliarO" |
"ehDisjuntorCentralO" |
"quaseTodosOsDisjuntoresDeTrafoELinhaAbriramOuFalharamO"
Banco de regras
Macros para: getEquipmentType() = TRANSMISSIONLINESEGMENT { Macro: AtuouZonaReversa() {
classeDeProtecaoFoiSinalizada(DISTANCIA_DIRECAO_REVERSA); }
Macro: AtuaReleDeBloqueio() {
classeDeProtecaoFoiSinalizada(BLOQUEIO);
}
Macro: DefeitoSistemicoTerminal() {
hasDefectEventslnRelatedBusbars(SISTEMIC) | hasDefectEvents(SISTEMIC);
}
Macro: AlgumBarraEnergizada() {
(exists(barral) & barrai .estaEnergizado()) |
(exists(barra2) & barra2.estaEnergizado());
}
Macro: AtuouProtecaoBarraDoTerminal() {
(exists(barral ) & !barral .estaEnergizado()
(barrai . quaseTodosOsDisjuntoresDeTrafoELinhaAbriramOuFalharam() barrai . HouveProtecao())) I
(exists(barra2) & !barra2.estaEnergizado()
(barra2.quaseTodosOsDisjuntoresDeTrafoELinhaAbriramOuFalharam() barra2.HouveProtecao()));
}
Macro: AlgumDisjuntorFalhou() {
algumDisjuntorComEventoDeFalha(); }
Macro: AlgumDisjuntorAtuou() {
algumDisjuntorSinalizou() | AlgumDisjuntorFalhou();
}
}
Macros para: getEquipmentType() = TRANSMISSIONLINE {
Macro: ReligamentoLadoDe() {
exists(de) & (de.algumDisjuntorReligouComSucesso() | de.algumDisjuntorReligouSemSucesso() );
}
Macro: ReligamentoLadoPara() {
exists(para) & (para.aIgumDisjuntorReligouComSucesso() | para.algumDisjuntorReligouSemSucesso() );
}
Macro: QuandoEnergizouLadoDeDesarmou() {
exists(de) & de.algumDisjuntorQueEstavaAbertoChegouAFecharEAbrir();
}
Macro: QuandoEnergizouLadoParaDesarmou() {
exists(para) & para.algumDisjuntorQueEstavaAbertoChegouAFecharEAbrir();
}
Macro: FiqueiDesenergizadoLadoDe() {
!exists(de) | (((de.estavaEnergizado() & !de.estaEnergizado()) | ReligamentoLadoDeO | QuandoEnergizouLadoDeDesarmou()) & de.AlgumDisjuntorAtuouO);
}
Macro: FiqueiDesenergizadoLadoPara() {
!exists(para) | (((para.estavaEnergizado() &
Ipara.estaEnergizadoQ) | ReligamentoLadoPara() |
QuandoEnergizouLadoParaDesarmou()) & para.AlgumDisjuntorAtuouQ); }
Macro: FiqueiEnergizadoLadoDe() {
!exists(de) | (!de.estavaEnergizado()
(QuandoEnergizouLadoDeDesarmouO | (de.estaEnergizado() !ReligamentoLadoDe()) & de.AlgumDisjuntorAtuou()));
}
Macro: FiqueiEnergizadoLadoPara() {
!exists(para) | (!para.estavaEnergizado()
(QuandoEnergizouLadoParaDesarmou() | (para.estaEnergizado() !ReligamentoLadoPara()) & para.AlgumDisjuntorAtuou()));
}
Macro: QuandoEnergizouLadoDeDesarmouO {
exists(de)
de.algumDisjuntorQueEstavaAbertoChegouAFecharEAbrir();
}
Macro: QuandoEnergizouLadoParaDesarmou() {
exists(para)
para.algumDisjuntorQueEstavaAbertoChegouAFecharEAbrir();
}
Macro: SinalizouProtecaoLadoDe() {
exists(de) & (de.algumaProtecaoFoiSinalizada() de.algumDisjuntorComEventoDeFalha());
}
Macro: SinalizouProtecaoLadoPara() {
exists(para) & (para.algumaProtecaoFoiSinalizada() | para.algumDisjuntorComEventoDeFalhaO);
}
Macro: HouveProtecaoLadoDe() {
exists(de) & (SinalizouProtecaoLadoDe() | ReligamentoLadoDe() | QuandoEnergizouLadoDeDesarmouO | (de.AtuaReleDeBloqueio() & Ide.AtuouProtecaoBarraDoTerminalQ));
}
Macro: HouveProtecaoLadoPara() {
exists(para) & ((ISinalizouProtecaoLadoPara()
ReligamentoLadoParaO | QuandoEnergizouLadoParaDesarmou() |
(para.AtuaReleDeB!oqueio() &
!para.AtuouProtecaoBarraDoTerminal()));
}
Macro: HouveProtecao() {
HouveProtecaoLadoDe() | HouveProtecaoLadoPara() DefeitoSistemico();
}
Macro: EstaEnergizadoLadoDe() {
!exists(de) | (de.estaEnergizado() & !ReligamentoLadoDeQ);
}
Macro: EstaEnergizadoLadoPara() {
!exists(para) | (para.estaEnergizado() & !ReligamentoLadoPara());
}
Macro: EstaDesenergizadoLadoDe() {
!exists(de) | (Ide.estaEnergizadoQ & !ReligamentoLadoDe());
}
Macro: EstaDesenergizadol_adoPara() {
!exists(para) | (!para.estaEnergizado() &
•ReligamentoLadoParaO);
}
Macro: Desarme() {
FiqueiDesenergizadoLadoDeO & FiqueiDesenergizadoLadoParaí) & HouveProtecao();
} Macro: DesarmeTerminalDe() {
FiqueiDesenergizadoLadoDeQ & (EstaEnergizadoLadoPara() | !FiqueiDesenergizadoLadoParaO) & HouveProtecao();
}
Macro: DesarmeTerminalPara() {
FiqueiDesenergizadoLadoParaO & (EstaEnergizadoLadoDe() | !FiqueiDesenergizadoLadoDeO) & HouveProtecao();
}
Macro: DefeitoSistemico() {
(exists(de) & de.DefeitoSistemicoTerminal()) | (exists(para) & para.DefeitoSistemicoTerminal());
}
Macro: AtuacaolndevidaProtecaoLadoDe() {
exists(de) & HouveProtecaoLadoDe() & !de.AtuouZonaReversa() & !de.algumDisjuntorQueEstavaAbertoChegouAFecharEAbrir() & FiqueiDesenergizadoLadoDeO & !de.AtuouProtecaoBarraDoTerminal() &
exists(para) & FiqueiDesenergizadoLadoParaO & para.AlgumBarraEnergizada() & !DefeitoSistemico();
}
Macro: AtuacaolndevidaProtecaoLadoPara() {
exists(para) & HouveProtecaoLadoPara() & !para.AtuouZonaReversa() & !para.algumDisjuntorQueEstavaAbertoChegouAFecharEAbrir() & FiqueiDesenergizadoLadoParaO & !para.AtuouProtecaoBarraDoTerminal() & exists(de) & ! FiqueiDesenergizadoLadoDeO & de.AlgumBarraEnergizada() & !DefeitoSistemico();
}
Macro: AtuacaolndevidaProtecao() {
AtuacaolndevidaProtecaoLadoDeO | AtuacaolndevidaProtecaoLadoPara();
} //Dois lados deve sinalizar protecoes, ficar desenergizado e dj atuar (inclui fldi)
Macro: DefeitolnternoComFalhaDj() {
exists(de) & FiqueiDesenergizadoLadoDe() & HouveProtecaoLadoDe() &
exists(para) & FiqueiDesenergizadoLadoPara() & HouveProtecaoLadoPara() &
((de.algumDisjuntorComEventoDeFalha() & de.algumaProtecaoFoiSinalizadaO) |
(para.algumDisjuntorComEventoDeFalhaO & para.algumaProtecaoFoiSinalizada()));
}
//Deve abrir o lado e atuar proteção
Macro: DefeitolnternoLinhaComUmTerminal() {
(exists(de) & !exists(para) & FiqueiDesenergizadoLadoDe() & HouveProtecaoLadoDe()) |
(exists(para) & !exists(de) & FiqueiDesenergizadoLadoPara() & HouveProtecaoLadoParaO);
//Deve abrir os dois lados e proteção em apenas um
Macro: DefeitolnternoComAberturaDosDisjuntores() {
exists(de) & FiqueiDesenergizadoLadoDe() de.algumDisjuntorSinalizou() &
exists(para) & FiqueiDesenergizadoLadoPara() para.algumDisjuntorSinalizou() &
HouveProtecao();
}
Macro: Defeitolnterno() {
(DefeitoInternoComFalhaDjO
DefeitolnternoLinhaComUmTerminal()
DefeitoInternoComAberturaDosDisjuntoresO) & !DefeitoSistemico(); }
}
Macros para: getEquipmentType() = BREAKER {
Macro: SobrecargaQ {
classeDeProtecaoFoiSinalizada(SOBRECARGA);
}
Macro: DefeitoDisjuntor() {
classeDeProtecaoFoiSinalizada(DEFEITO);
}
}
Macros para: getEquipmentType() = STATICCOMPENSATOR { Macro: DefeitoSistemico() {
hasDefectEventslnRelatedBusbars(SISTEMIC) | hasDefectEvents(SISTEMIC);
}
Macro: HouveProtecao() {
algumaProtecaoFoiSinalizada();
}
}
Macros para: getEquipmentType() = CAPACITORBANK {
Macro: DefeitoSistemico() {
hasDefectEventslnRelatedBusbars(SISTEMIC) | hasDefectEvents(SISTEMIC);
}
Macro: HouveProtecao() {
algumaProtecaoFoiSinalizadaO;
}
}
Macros para: getEquipmentType() = REACTOR {
Macro: DefeitoSistemico() {
hasDefectEventslnRelatedBusbars(SISTEMIC) | hasDefectEvents(SISTEMIC);
}
Macro: HouveProtecao() {
algumaProtecaoFoiSinalizada();
}
Macro: AlgumDisjuntorFalhou() {
algumDisjuntorComEventoDeFalha();
}
}
Macros para: getEquipmentType() = GENERATOR {
Macro: DefeitoSistemico() {
hasDefectEventslnRelatedBusbars(SISTEMIC) |
hasDefectEvents(S!STEMIC);
}
Macro: AtuaProtecaoDeLink() {
exists(link) & link.algumaProtecaoFoiSinalizada();
}
Macro: HouveProtecao() {
algumaProtecaoFoiSinalizada();
}
}
Macros para: getEquipmentType() = BUSBARSECTION {
Macro: EventosProtecaoComBloqueioQ {
classeDeProtecaoFoiSinalizada(BLOQUEIO);
}
//para fechar sistémico: falta proteção direcional de potencia (nema 32)
Macro: EventosProtecaoSistemicaBarra() {
classeDeProtecaoFoiSinalizada(SUBFREQUENCIA) | classeDeProtecaoFoiSinalizada(RELE_DE_POTENCIA) | classeDeProtecaoFoiSinalizada(SUBTENSAO) |
classeDeProtecaoFoiSinalizada(ALIVIO_DE_CARGA); }
Macro: HouveProtecao() {
algumaProtecaoFoiSinalizadaO | atuouAlgumaProtecaoTrafoTerraO | algumDisjuntorComEventoDeFalha();
}
Macro: Desarme() {
estavaEnergizadoO & !estaEnergizado() & (HouveProtecao() | quaseTodosOsDisjuntoresDeTrafoELinhaAbriramOuFalharamO);
}
}
Macros para: getEquipmentType() = POWERTRANSFORMER {
Macro: DefeitoSistemico() {
hasDefectEventslnRelatedBusbars(SISTEMIC) |
hasDefectEvents(SISTEMIC);
}
Macro: HouveProtecao() {
!equipamentoEstahEmManutencao() & (algumaProtecaoFoiSinalizadaO | algumDisjuntorComEventoDeFalha() | disjuntoresDeCompensadoresEstaticosAbriramOuFalharamO);
}
}
Macros para: getEquipmentType() = SYNCHRONOUSCOMPENSATOR {
Macro: DefeitoSistemico() {
hasDefectEventslnRelatedBusbars(SISTEMIC) |
hasDefectEvents(SISTEMIC);
}
Macro: HouveProtecao() {
algumaProtecaoFoiSinalizadaO;
}
}
Regras para: getEquipmentType() = TRANSMISSIONLINE { Titulo: $ID ENERGIZADA;
Código: LINHA.EnergizacaoTotalLT;
Tipo: ENERGIZACAO;
Existe se: !ehLink();
Regra: ((exists(de) & FiqueiEnergizadoLadoDe()) | (exists(para) & Fiquei EnergizadoLadoPara())) &
(EstaEnergizadol_adoDe() | QuandoEnergizouLadoDeDesarmouO) &
(EstaEnergizadoLadoPara() | QuandoEnergizouLadoParaDesarmouO);
Titulo: $ID ENERGIZADA TERMINAL $LADO_DE;
Código: LINHA.EnergizacaoParciaILTIadoDE;
Tipo: ENERGIZACAO_LADO_DE;
Existe se: !ehl_ink() & exists(de) & exists(para);
Regra: FiqueiEnergizadoLadoDe() & !EstaEnergizadoLadoPara();
Titulo: $ID ENERGIZADA TERMINAL $LADO_PARA;
Código: LINHA.EnergizacaoParciaILTIadoPARA;
Tipo: ENERGIZACAO_LADO_PARA;
Existe se: !ehLink() & exists(de) & exists(para);
Regra: FiqueiEnergizadoLadoPara() & !EstaEnergizadoLadoDe();
Titulo: $ID DESARME;
Código: LINHA. DesarmeTotalLT;
Tipo: DESARME;
Regra: Desarme();
Titulo: $ID DESARME TERMINAL $LADO_DE;
Código: LINHA.DesarmeParciaILTLadoDE;
Tipo: DESARME_LADO_DE;
Existe se: exists(de) & exists(para);
Regra: DesarmeTerminalDe();
Titulo: $ID DESARME TERMINAL $LADO_PARA;
Código: LINHA.DesarmeParciaILTLadoPARA; Tipo: DESARME_LADO_PARA;
Existe se: exists(de) & exists(para);
Regra: DesarmeTerminalPara();
Titulo: $ID DESENERGIZADA;
Código: LINHA. DesenergizacaoTotalLT;
Tipo: DESENERGIZACAO;
Existe se: !ehl_ink();
Regra: ((exists(de) & FiqueiDesenergizadoLadoDe()) | (exists(para) & FiqueiDesenergizadoLadoPara())) &
EstaDesenergizadoLadoDe() & EstaDesenergizadoLadoPara() & !HouveProtecao();
//diagnostico utilizado para o atualizar os efeitos grÃjficos do viewer
Titulo: $ID FALTOU TENSÃO;
Código: LINHA.FaltouTensao;
Tipo: DESENERGIZACAO;
Regra: ((exists(de) & de.estavaEnergizado() & !de.estaEnergizado() & !de.AlgumDisjuntorAtuou()) |
(exists(para) & para.estavaEnergizado() & !para.estaEnergizado() & !para.AlgumDisjuntorAtuou())) &
EstaDesenergizadoLadoDe() & EstaDesenergizadoLadoPara() & !HouveProtecao();
//diagnostico utilizado para o atualizar os efeitos grÃjficos do viewer
Titulo: $ID CHEGOU TENSÃO;
Código: LINHA.ChegouTensao;
Tipo: ENERGIZACAO;
Regra: ((exists(de) & !de.estavaEnergizado() & de.estaEnergizado() & !de.AlgumDisjuntorAtuou()) |
(exists(para) & !para.estavaEnergizado() & para.estaEnergizado() & !para.AlgumDisjuntorAtuou())) &
EstaEnergizadoLadoDe() & EstaEnergizadoLadoPara() & !HouveProtecao(); Titulo: $ID DESENERGIZADA TERMINAL $LADO_DE;
Código: LINHA.DesligamentoParciaILTLadoDE;
Tipo: DESENERGIZACAO_LADO_DE;
Existe se: !ehLinkQ & exists(de) & exists(para);
Regra: FiqueiDesenergizadoLadoDe() & EstaEnergizadoLadoPara() & !HouveProtecao();
Titulo: $ID DESENERGIZADA TERMINAL $LADO_PARA;
Código: LINHA. DesligamentoParciaILTLadoPARA;
Tipo: DESE N E RG IZACAO_LADO_PARA;
Existe se: !ehLink() & exists(de) & exists(para);
Regra: FiqueiDesenergizadoLadoPara() & EstaEnergizadoLadoDe() & !HouveProtecao();
}
Regras para: getEquipmentType() = BREAKER {
Titulo: $ID SOBRECARGA DE DISJUNTOR CENTRAL;
Código: DISJUNTOR.Sobrecarga;
Tipo: DESARME;
Existe se: ehDisjuntorCentral();
Regra: estavaSendoUtilizado() & Sobrecarga();
Titulo: $ID DEFEITO EM DISJUNTOR;
Código: DISJUNTOR.Defeito;
Tipo: DESARME;
Regra: estavaSendoUtilizado() & DefeitoDisjuntor();
}
Regras para: getEquipmentType() = TRANSFORMERWINDING {
Titulo: $ID DESARME DE ENROLAMENTO $ENRO;
Código: ENROL.DesarmeEnrolamento;
Tipo: DESARME;
Regra: estavaEnergizado() & !estaEnergizado() & trafo.HouveProtecao() & !trafo.todosOsEnrolamentosEstaoDesenergizados(); Regras para: getEquipmentTypeQ = CAPACITORBANK {
Titulo: $ID DESARME;
Código: BANCOCAPACITOR.Desarme;
Tipo: DESARME;
Regra: estavaEnergizado() & !estaEnergizadoQ & HouveProtecao();
Titulo: $ID DESENERGIZADO;
Código: BANCOCAPACITOR.Desligamento;
Tipo: DESENERGIZACAO;
Regra: estavaEnergizado() & !estaEnergizado() & !HouveProtecao();
Titulo: $ID ENERGIZADO;
Código: BANCOCAPACITOR.Religamento;
Tipo: ENERGIZACAO;
Regra: !estavaEnergizado() & estaEnergizadoQ;
}
Regras para: getEquipmentType() = STATICCOMPENSATOR {
Titulo: $ID DESARME;
Código: COMPENSADORESTATICO.Desarme;
Tipo: DESARME;
Regra: estavaEnergizado() & !estaEnergizado() & HouveProtecao();
Titulo: $ID DESENERGIZADO;
Código: COMPENSADORESTATICO. Desligamento;
Tipo: DESENERGIZACAO;
Regra: estavaEnergizado() & !estaEnergizado() & !HouveProtecao() & (!exists(trafo)
!trafo.disjuntoresDeCompensadoresEstaticosAbriramOuFalharam());
Titulo: $ID ENERGIZADO;
Código: COMPENSADORESTATICO. Religamento;
Tipo: ENERGIZACAO;
Regra: !estavaEnergizado() & estaEnergizado();
}
Regras para: getEquipmentType() = POWERTRANSFORMER { Titulo: $ID DESARME;
Código: TRAFO.DesarmeTrafo;
Tipo: DESARME;
Regra:!todosOsEnrolamentosEstavamDesenergizados()
todosOsEnrolamentosEstaoDesenergizados() & HouveProtecao();
Titulo: $ID ENERGIZADO;
Código: TRAFO.ReligamentoDeTransformador;
Tipo: ENERGIZACAO;
Existe se: !ehTrafoElevador();
Regra: !estavaEnergizado() & estaEnergizado();
Titulo: $ID DESENERGIZADO;
Código: TRAFO.DesligamentoDeTransformador;
Tipo: DESENERGIZACAO;
Existe se: !ehTrafoElevador();
Regra: !todosOsEnrolamentosEstavamDesenergizados() todosOsEnrolamentosEstaoDesenergizadosO & !HouveProtecao();
}
Regras para: getEquipmentType() = SYNCHRONOUSCOMPENSATOR { Titulo: $ID DESARME;
Código: COMPENSADORSINCRONO. Desarme;
Tipo: DESARME;
Regra: estavaEnergizado() & !estaEnergizado() & HouveProtecao();
Titulo: $ID DESENERGIZADO;
Código:
COMPENSADORSINCRONO.DesligamentoCompensadorSincrono;
Tipo: DESENERGIZACAO;
Regra: estavaEnergizado() & !estaEnergizado() & !HouveProtecao();
Titulo: $ID ENERGIZADO;
Código:
COMPENSADORSINCRONO.ReligamentoDeCompensadorSincrono;
Tipo: ENERGIZACAO; Regra: !estavaEnergizado() & estaEnergizado();
}
Regras para: getEquipmentType() = SUBSTATION {
Tipo: BLACKOUT;
Regra: estavaEnergizadoO & !estaEnergizado();
Titulo: $ID SAIU DO BLACKOUT;
Código: SUBESTACAO.SaiuDoBlackout;
Tipo: ENERGIZACAO;
Regra: !estavaEnergizado() & estaEnergizado();
}
Regras para: getEquipmentType() = GENERATOR {
Titulo: $ID DESARME LINK GERADOR;
Código: GERADOR.DesarmeLinkGerador;
PodeSerSobrescrita: NAO;
Tipo: DESARME;
Existe se: exists(link);
Regra: ( mwCaiuBruscamenteQ | (estavaEnergizadoO lestaEnergizadoO) ) & AtuaProtecaoDeLink();
Titulo: $ID DESARME;
Código: GERADOR.DesarmeGerador;
PodeSerSobrescrita: NAO;
Tipo: DESARME;
Regra: ( mwCaiuBruscamente() | (estavaEnergizadoO !estaEnergizado()) ) & HouveProtecao();
Titulo: $ID BLACKOUT;
Código: SUBESTACAO.BIackout;
Titulo: $ID FORA DE PARALELO;
Código: GERADOR.DesligamentoGerador;
Tipo: DESENERGIZACAO;
Regra: estavaEnergizadoO & !estaEnergizado() & !HouveProtecao(); Titulo: $ID NO PARALELO; Código: GERADOR.ReligamentoGerador;
PodeSerSobrescrita: SIM;
Tipo: ENERGIZACAO;
Regra: !estavaEnergizado() & estaEnergizado();
}
Regras para: getEquipmentType() = REACTOR {
Titulo: $ID DESARME;
Código: REATOR.DesarmeReator;
Tipo: DESARME;
Regra: estavaEnergizado() & !estaEnergizado() & HouveProtecao(); Titulo: $ID DESENERGIZADO;
Código: REATOR. Desligamento;
Tipo: DESENERGIZACAO;
Regra: estavaEnergizado() & !estaEnergizado() & !HouveProtecao();
Titulo: $ID ENERGIZADO;
Código: REATOR.ReligamentoDeReator;
Tipo: ENERGIZACAO;
Regra: !estavaEnergizado() & estaEnergizado();
}
Regras para: getEquipmentType() = BUSBARSECTION {
Titulo: $ID DESARME;
Código: BARRAMENTO. DesarmeBarramento;
Tipo: DESARME;
Existe se: !(getBaseVoltage() = KV_500) | !exists(outroBarramento); Regra: !ehAuxiliar() & Desarme();
Titulo: $ID DESARME;
Código: BARRAMENTO. DesarmeBarramento;
Tipo: DESARME;
Existe se: getBaseVoltage() = KV_500 & exists(outroBarramento);
Regra: !ehAuxiliar() & DesarmeQ & (outroBarramento.estaEnergizado() | (!outroBarramento.estavaEnergizado()
!outroBarramento.estaEnergizado()));
Titulo: $ID E $BARRA2 DESARME DE BARRAMENTOS;
Código: BARRAMENTO. DesarmeDoisBarramentos;
Tipo: DESARME;
Existe se: getBaseVoltage() = KV_500 & exists(outroBarramento); Regra: !ehAuxiliar() & numeroDoBarramento() = 1 & Desarme() & outroBarramento.estavaEnergizado()
!outroBarramento.estaEnergizado();
Titulo: $ID ENERGIZADO;
Código: BARRAMENTO. ReligamentoDeBarramento;
Tipo: ENERGIZACAO;
Regra: !estavaEnergizado() & estaEnergizado() estaNormalmenteEnergizado();
Titulo: $ID DESENERGIZADO;
Código: BARRAMENTO. DesligamentoDeBarramento;
Tipo: DESENERGIZACAO;
Regra: estavaEnergizado() & !estaEnergizado() estaNormalmenteEnergizado() & !Desarme();
}
Atributos para: getEquipmentType() = TRANSMISSIONLINE {
//com sucesso
ID: CRA;
Atributo: CRA;
Religamento: SIM;
Expressão: exists(de) & de.algumDisjuntorReligouComSucesso() (!exists(para) | para.algumDisjuntorReligouComSucesso());
ID: CRALadoDe;
Atributo: CRA; //nao informa o lado
Religamento: SIM; Expressão: exists(de) & de.algumDisjuntorReligouComSucesso() & exists(para) & !FiqueiDesenergizadoLadoPara();
ID: CRALadoDe;
Atributo: CRA $LADO_DE;
Religamento: SIM;
Expressão: exists(de) & de.algumDisjuntorRe!igouComSucesso() & exists(para) & FiqueiDesenergizadoLadoPara() &
!para.algumDisjuntorReligouComSucesso();
ID: CRALadoPara;
Atributo: CRA;
Religamento: SIM;
Expressão: exists(para) & para.algumDisjuntorReligouComSucesso() & exists(de) & !FiqueiDesenergizadoLadoDe();
ID: CRALadoPara;
Atributo: CRA $LADO_PARA;
Religamento: SIM;
Expressão: exists(para) & para.algumDisjuntorReligouComSucesso() & exists(de) & FiqueiDesenergizadoLadoDe() &
!de.algumDisjuntorReligouComSucesso();
// sem sucesso
ID: CRASemSucesso;
Atributo: CRA SEM SUCESSO;
Expressão: exists(de) & de.algumDisjuntorReligouSemSucesso() & (!exists(para) | para.algumDisjuntorReligouSemSucesso());
ID: CRASemSucessoLadoDe;
Atributo: CRA SEM SUCESSO;
Expressão: exists(de) & de.algumDisjuntorReligouSemSucesso() & exists(para) & !FiqueiDesenergizadoLadoPara();
ID: CRASemSucessoLadoDe;
Atributo: CRA SEM SUCESSO $LADO_DE; Expressão: exists(de) & de.algumDisjuntorReligouSemSucesso() & exists(para) & FiqueiDesenergizadoLadoPara() &
!para.algumDisjuntorReligouSemSucesso();
ID: CRASemSucessoLadoPara;
Atributo: CRA SEM SUCESSO;
Expressão: exists(para) & para.algumDisjuntorReligouSemSucesso() & exists(de) & !FiqueiDesenergizadoLadoDe();
ID: CRASemSucessoLadoPara;
Atributo: CRA SEM SUCESSO SLADO PARA;
Expressão: exists(para) & para.algumDisjuntorReligouSemSucesso() & exists(de) & FiqueiDesenergizadoLadoDe() &
!de.aIgumDisjuntorReligouSemSucesso();
//bloqueio
ID: ComBloqueio;
Atributo: COM BLOQUEIO;
Expressão: exists(de) & de.AtuaReleDeBloqueio() & (!exists(para) | para.AtuaReleDeBloqueio());
ID: ComBloqueioLadoDe;
Atributo: COM BLOQUEIO; //sem indicar o lado
Expressão: exists(de) & de.AtuaReleDeBloqueio() & exists(para) & !FiqueiDesenergizadoLadoPara();
ID: ComBloqueioLadoDe;
Atributo: COM BLOQUEIO $LADO_DE;
Expressão: exists(de) & de.AtuaReleDeBloqueio() & exists(para) & FiqueiDesenergizadoLadoPara() & !para.AtuaReleDeBloqueio();
ID: ComBloqueioLadoPara;
Atributo: COM BLOQUEIO; //sem indicar o lado
Expressão: exists(para) & para.AtuaReleDeBloqueio() & exists(de) & !FiqueiDesenergizadoLadoDe();
ID: ComBloqueioLadoPara;
Atributo: COM BLOQUEIO $LADO_PARA; Expressão: exists(para) & para.AtuaReleDeBloqueio() & exists(de) & FiqueiDesenergizadoLadoDe() & !de.AtuaReleDeBloqueio();
//falha
ID: ComFalhaDJ;
Atributo: COM FALHA $DJS_COM_FALHA;
Expressão: ((exists(de) & de.AlgumDisjuntorFalhou()) | (exists(para) & para.AlgumDisjuntorFalhou())) & Defeitolnterno();
ID: PorFalhaDJ;
Atributo: POR FALHA $DJS_COM_FALHA;
Expressão: ((exists(de) & de.AlgumDisjuntorFalhou()) | (exists(para) & para.AlgumDisjuntorFalhou())) & !Defeitolnterno();
ID: FalhaDJReator;
Atributo: POR FALHA $DJ_REATOR_COM_FALHA;
Expressão: (exists(de) & de.exists(r) & de.r.AlgumDisjuntorFalhou()) | (exists(para) & para.exists(r) & para.r.AlgumDisjuntorFalhou()); //atuacao indevida
ID: AtuacaolndevidaProtecaoLadoDe;
Atributo: Atuacao indevida da Proteção;
Expressão: AtuacaolndevidaProtecaoLadoDe();
ID: AtuacaolndevidaProtecaoLadoPara;
Atributo: Atuacao indevida da Proteção;
Expressão: AtuacaolndevidaProtecaoLadoPara();
//classe
ID: ClassesDeProtecao;
Atributo: ($CLASSES_DE_PROTECAO);
Expressão: (exists(de) & de.algumaProtecaoFoiSinalizada() & de.classeDeProtecaoDeSerExibidaQ) | (exists(para) & para.algumaProtecaoFoiSinalizada() & para.classeDeProtecaoDeSerExibida());
ID: ProtecaoReator;
Atributo: PROTEÇÃO $REATOR_DESARMADOS
$CLASSES_DE_PROTECAO_REATORES; Expressão: (exists(de) & de.exists(r) & de.r.algumaProtecaoFoiSinalizadaO) | (exists(para) & para.exists(r) & para.r.algumaProtecaoFoiSinalizadaO);
//sem indicação de proteção
ID: SemlndicacaoProtecao;
Atributo: SEM INDICAÇÃO DE PROTEÇÃO;
Expressão: exists(de) & !SinalizouProtecaoLadoDe() & (!exists(para) | !SinalizouProtecaoLadoPara());
ID: SemlndicacaoProtecaoLadoDe;
Atributo: SEM INDICAÇÃO DE PROTEÇÃO $LADO_DE;
Expressão: exists(de) & exists(para) & FiqueiDesenergizadoLadoDeO & !SinalizouProtecaoLadoDe() & FiqueiDesenergizadoLadoPara() & SinalizouProtecaoLadoPara();
I D: Sem I nd icacaoProtecaoLadoPara;
Atributo: SEM INDICAÇÃO DE PROTEÇÃO $LADO_PARA;
Expressão: exists(de) & exists(para) & FiqueiDesenergizadoLadoPara() & !SinalizouProtecaoLadoPara() & FiqueiDesenergizadoLadoDeO & SinalizouProtecaoLadoDe();
//defeitos
ID: DefeitoSistemico;
Atributo: DEFEITO SISTÉMICO
($CLASSES_DE_PROTECAO_DEFEITO_SISTEMICO);
Expressão: DefeitoSistemico();
ID: Defeitolnterno;
Atributo: DEFEITO INTERNO;
Visualizavel: NAO;
Expressão: Defeitolnterno();
ID: DefeitoExterno;
Atributo: DEFEITO EXTERNO;
Expressão: exists(de) & exists(para) & !Defeitolnterno() & !DefeitoSistemico() & !AtuacaolndevidaProtecao(); Atributos para: getEquipmentType() = GENERATOR {
ID: DefeitoSistemico;
Atributo: DEFEITO SISTÉMICO
($CLASSES_DE_PROTECAO_DEFEITO_SISTEMICO);
Expressão: DefeitoSistemico();
ID: ComBloqueio;
Atributo: COM BLOQUEIO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(BLOQUEIO);
ID: Comlmpedimento;
Atributo: COM IMPEDIMENTO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(IMPEDIMENTO);
ID: DefeitoEletrico;
Atributo: DEFEITO ELETRICO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(ELETRICO);
ID: DefeitoMecanico;
Atributo: DEFEITO MECÂNICO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(MECANICO);
}
Atributos para: getEquipmentType() = POWERTRANSFORMER {
ID: DefeitoSistemico;
Atributo: DEFEITO SISTÉMICO
($CLASSES_DE_PROTECAO_DEFEITO__SISTEMICO);
Expressão: DefeitoSistemico();
ID: ComBloqueio;
Atributo: COM BLOQUEIO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(BLOQUEIO);
ID: FalhaDJ;
Atributo: COM FALHA $DJS_COM_FALHA;
Expressão: algumDisjuntorComEventoDeFalha();
ID: AtuacaoCompensadorEstatico; Atributo: COM ATUACAO COMPENSADOR ESTÁTICO;
Expressão:
disjuntoresDeCompensadoresEstaticosAbriramOuFalharam();
ID: Com Impedimento;
Atributo: COM IMPEDIMENTO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(IMPEDIMENTO);
ID: ClassesDeProtecao;
Atributo: ($CLASSES_DE_PROTECAO);
Expressão: algumaProtecaoFoiSinalizada() & classeDeProtecaoDeSerExibida();
}
Atributos para: getEquipmentType() = REACTOR {
ID: DefeitoSistemico;
Atributo: DEFEITO SISTÉMICO
($CLASSES_DE_PROTECAO_DEFEITO_SISTEMICO);
Expressão: DefeitoSistemico();
ID: ComBloqueio;
Atributo: COM BLOQUEIO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(BLOQUEIO);
ID: FalhaDJ;
Atributo: COM FALHA $DJS_COM_FALHA;
Expressão: AlgumDisjuntorFalhou();
ID: Comlmpedimento;
Atributo: COM IMPEDIMENTO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(IMPEDIMENTO);
ID: ClassesDeProtecao;
Atributo: ($CLASSES_DE_PROTECAO);
Expressão: algumaProtecaoFoiSinalizada() & classeDeProtecaoDeSerExibida();
}
Atributos para: getEquipmentTypeQ = SYNCHRONOUSCOMPENSATOR { ID: DefeitoSistemico;
Atributo: DEFEITO SISTÉMICO
($CLASSES_DE_PROTECAO_DEFEITO_SISTEMICO);
Expressão: DefeitoSistemico();
ID: ComBloqueio;
Atributo: COM BLOQUEIO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(BLOQUEIO);
ID: FalhaDJ;
Atributo: COM FALHA $DJS_COM_FALHA;
Expressão: algumDisjuntorComEventoDeFalha();
ID: Comlmpedimento;
Atributo: COM IMPEDIMENTO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(IMPEDIMENTO);
ID: ClassesDeProtecao;
Atributo: ($CLASSES_DE_PROTECAO);
Expressão: algumaProtecaoFoiSinalizada() & classeDeProtecaoDeSerExibida();
}
Atributos para: getEquipmentType() = CAPACITORBANK {
ID: DefeitoSistemico;
Atributo: DEFEITO SISTÉMICO
($CLASSES_DE_PROTECAO_DEFEITO_SISTEMICO);
Expressão: DefeitoSistemico();
ID: DefeitoSistemico;
Atributo: DEFEITO SISTÉMICO
($CLASSES_DE_PROTECAO_DEFEITO_SISTEMICO);
Expressão: DefeitoSistemico();
ID: ComBloqueio;
Atributo: COM BLOQUEIO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(BLOQUEIO);
ID: FalhaDJ; Atributo: COM FALHA $DJS_COM_FALHA;
Expressão: algumDisjuntorComEventoDeFalha();
ID: ClassesDeProtecao;
Atributo: ($CLASSES_DE_PROTECAO);
Expressão: algumaProtecaoFoiSinalizada() & classeDeProtecaoDeSerExibida();
}
Atributos para: getEquipmentType() = BUSBARSECTION {
ID: SemlndicacaoProtecao;
Atributo: Sem indicação da proteção;
Expressão: !HouveProtecao() & quaseTodosOsDisjuntoresDeTrafoELinhaAbriramOuFalharam();
ID: FalhaDJ;
Atributo: COM FALHA $DJS_COM_FALHA;
Expressão: algumDisjuntorComEventoDeFalha();
ID: ComBloqueio;
Atributo: COM BLOQUEIO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(BLOQUEIO);
ID: AtuaProtecaoTrafoTerra;
Atributo: PROTEÇÃO $TRAFOS_TERRRA_DESARMADOS $CLASSES_DE_PROTECAO_TRAFOS_TERRA;
Expressão: atuouAlgumaProtecaoTrafoTerra();
ID: ClassesDeProtecao;
Atributo: ($CLASSES_DE_PROTECAO);
Expressão: algumaProtecaoFoiSinalizada() & classeDeProtecaoDeSerExibida();
}
Atributos para: getEquipmentType() = STATICCOMPENSATOR {
ID: DefeitoSistemico;
Atributo: DEFEITO SISTÉMICO
($CLASSES_DE_PROTECAO_DEFEITO_SISTEMICO); Expressão: DefeitoSistemico();
ID: ComBloqueio;
Atributo: COM BLOQUEIO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(BLOQUEIO);
ID: FalhaDJ;
Atributo: COM FALHA $DJS_COM_FALHA;
Expressão: algumDisjuntorComEventoDeFalha();
ID: Comlmpedimento;
Atributo: COM IMPEDIMENTO;
Expressão: classeDeProtecaoFoiSinalizada(IMPEDIMENTO);
ID: ClassesDeProtecao;
Atributo: ($CLASSES_DE_PROTECAO);
Expressão: algumaProtecaoFoiSinalizada() & classeDeProtecaoDeSerExibida();
}
Estrutura de um evento
Um evento é composto por:
• equipamento: equipamento relacionado com o evento
• descrição: descrição do evento
• nema: código da proteção associada ao evento
• mnemónico: código do evento
• tempo do SCADA: tempo em que o evento fechou no SCADA
• tempo da remota: tempo em que o evento foi gerado na remota
• tempo do Smart Alarms: tempo em que o evento chegou no Smart Alarms
Um exemplo de um algoritmo do processador de eventos e emissor de alarmes Algoritmo principal {
inicializaAsEstruturasDeDados();
loopO {
atualizarEventosDeEquipamentos();
atualizarEstadoDeConectividadeDosEquipamentosQ; gerarAlarmes();
}
}
inicializaAsEstruturasDeDados() {
lerATopologiaDoArquivoDeTopologiaO;
lerAsRegrasDoArquivoDeRegras();
inicializaMacros();
inicializaRegras();
inicializaAtributos();
}
inicializaMacrosO {
Para cada equipamento E da topologia {
Para cada <umGrupoDeDefiniçõesDeMacros> {
se a expressãoBooleana do grupo for verdadeira {
Para cada macro do grupo {
associa a macro ao equipamento E
}
}
}
}
}
inicializaRegras() {
// como inicializaMacros, mas usando umGrupoDeDefiniçõesDeRegras // e associando regras aos equipamentos
}
inicializaAtributos() {
// como inicializaMacros, mas usando umGrupoDeDefiniçõesDeAtributos // e associando atributos aos equipamentos
}
atualizarEventosDeEquipamentos() {
Para cada equipamento E da topologia { Remover eventos no equipamento E que expiraram
}
Recuperar eventos da rede
Para cada sintoma recuperado {
Adicionar sintoma no equipamento associado ao sintoma
}
}
atualizarEstadoDeConectividadeDosEquipamentos() {
Para cada equipamento E na topologia {
E.estavaConectado = E.estáConectado
E.estáConectado = desconhecido
}
Para cada equipamento E na topologia {
Se E.estáConectado = desconhecido
Rodar algoritmo DepthFirstSearch (DFS) procurando um equipamento conectado
a este cujo atributo estáConectado = sim
Caso encontre {
E.estáConectado = sim
Para cada equipamento equipPercorrido no caminho do
DFS {
equipPercorrido.estáConectado = sim
}
}
}
Para cada equipamento E na topologia {
Se E.estáConectado == desconhecido {
E.estáConectado = não
}
}
} gerarAlarmes(){
Para cada equipamento E na topologia
Para cada regra R associada ao equipamento E
Se R.condiçãoDeExistência e R.condiçãoDeAtivação
Criar Alarme A
Para cada atributo B no equipamento E
Se B.condiçãoDeAtivação {
A.inserir(B)
}
}
Substituir as variáveis no texto do alarme A enviarAlarme(A)
}
}
}
}
enviarAlarme(A){
Para cada alarme A gerado
Se ((instalação do alarme A NÃO estiver em BLACKOUT) OU (tipo do alarme A for DESARME ou BLACKOUT))
EnviarParaVisualizadorDeAlarmes(A)
Exemplo 1 - Desarme de uma linha de transmissão por sobretensão
O cenário consiste em um desarme de uma linha de transmissão por sobretensão. A linha 04S9 que interliga as instalações de RL e P será utilizada para ilustrar o cenário. A figura 18 e a figura 19 apresentam os dois terminais da linha de transmissão.
Eventos sinalizados:
• 14S9-PEN ABER
• 14S9-RLD ABER
• 04S9-PEN STTT
• 04S9-RLD STTT Após a atualização dos eventos
• 14S9-PEN ABER
• 14S9-RLD ABER
• 04S9-PEN STTT (evento cuja classe de proteção é sobretensão)
• 04S9-RLD STTT (evento cuja classe de proteção é sobretensão)
Após atualização do estado de conectividade
• 04S9-PEN não conectado a equipamentos energizados
• 04S9-RLD não conectado a equipamentos energizados
Geração de alarmes:
Equipamentos da topologia que serão avaliados cujas condições de existência e de ativação serão avaliadas positivamente:
04S9-RLD/PEN
Regra ativada: 'LINHA.DesarmeTotalLT'
Alarme gerado parcialmente: $ID DESARME
Atibutos associados ao equipamento que serão avaliados positivamente:
ID: ClassesDeProtecao;
Atributo: ($CLASSES_DE_PROTECAO);
Alarme gerado parcialmente: $ID DESARME ($CLASSES_DE_PROTECAO)
Alarme gerado após substituição das variáveis: 04S9-RLD/PEN DESARME
(SOBRETENSÃO)
Conjunto de alarmes gerados:
04S9-RLD/PEN DESARME (SOBRETENSÃO)
Conjunto de alarmes enviados para o operador:
04S9-RLD/PEN DESARME (SOBRETENSÃO)
Exemplo 2 - Falha de disjuntor em uma instalação de 230 kV
O cenário consiste em uma falha de disjuntor em uma instalação de 230 kV mostrado na figura 20. O disjuntor 14M1 localizado na instalação de R será utilizado para ilustrar a falha. Em decorrência da falha, todos os disjuntores associados ao barramento de 230 kV da instalação abrirão, gerando o blackout na instalação.
Eventos sinalizados:
• 14M1-RIB FLDI
• 04M1-RIB ATPR
• 04M1-RCD ATPR
• 04M1-RCD ATRB
• 14M1-RCD ABER
• 14M1-RCD FECH
• 14M1-RCD ABER
• 14S1-RIB ABER
• 14T2-RIB ABER
• 14T3-RIB ABER
• 14T4-RIB ABER
Após a atualização dos eventos:
• 14M1-RIB falha de disjuntor
• 04M1-RIB atuação de proteção (classe de proteção:
DISTÂNCIA)
• 04M1-RCD atuação de proteção (classe de proteção:
DISTÂNCIA)
Após atualização do estado de conectividade
• 04M1-RCD desenergizado
• todos os equipamentos de Ribeirão ficaram desenergizados
Geração de alarmes:
Equipamentos da topologia que serão avaliados cuja condição de existência e de ativação serão avaliadas positivamente:
04M1-RCD/RIB
Regra ativada: 'LINHA. DesarmeTotalLT
Alarme gerado parcialmente: $ID DESARME
Atributos associados ao equipamento que serão avaliados positivamente: ID: CRASemSucessoLadoDe;
Atributo: CRA SEM SUCESSO $LADO_DE;
ID: ComFalhaDJ;
Atributo: COM FALHA $DJS_COM_FALHA;
ID: ClassesDeProtecao;
Atributo: ($CLASSES_DE_PROTECAO);
Alarme gerado parcialmente: $ID DESARME CRA SEM SUCESSO $LADO_DE
COM FALHA $DJS_COM_FALHA ($CLASSES_DE_PROTECAO)
Alarme gerado após substituição das variáveis: 04M1-RCD/RIB DESARME
CRA SEM SUCESSO RCD COM FALHA 14M1-RIB (DISTANCIA)
RIB
Regra ativada: 'SUBESTACAO.BIackout'
Alarme gerado parcialmente: $ID BLACKOUT
Não existem atributos para o tipo de equipamento 'SUBESTAÇÃO'
Alarme gerado após substituição das variáveis: RIB BLACKOUT
04S1-AGL/RIB
Regra ativada: 'LINHA.DesligamentoParciaILTLadoPARA'
Alarme gerado parcialmente: $ID DESENERGIZADA TERMINAL
$LADO_PARA
Nenhum atributo associado ao transformador foi avaliado positivamente. Alarme gerado após substituição das variáveis: 04S1-AGL/RIB DESENERGIZADA TERMINAL RIB
04T2-RIB, 04T3-RIB, 04T4-RIB
Para cada equipamento:
Regra ativada: 'TRAFO.DesligamentoDeTransformador'
Alarme gerado parcialmente: $ID DESENERGIZADO
Nenhum atributo associado ao transformador foi avaliado positivamente.
Alarme gerado após substituição das variáveis:
04T2-RIB DESENERGIZADO
04T3-RIB DESENERGIZADO
04T4-RIB DESENERGIZADO 04BP-RIB, 02BP-RIB
Para cada equipamento:
Regra ativada: 'BARRAMENTO. DesligamentoDeBarramento'
Alarme gerado parcialmente: $ID DESENERGIZADO
Nenhum atributo associado ao transformador foi avaliado positivamente.
Alarme gerado após substituição das variáveis:
04BP-RIB DESENERGIZADO
02BP-RIB DESENERGIZADO
02L1-RIB, 02L2-RIB, 02L3-RIB, 02L4-RIB, 02L5-RIB, 02L6-RIB, 02L7-RIB, 02L8-RIB, 02L9-RIB
Para cada equipamento:
Regra ativada: 'LINHA.FaltouTensao'
Alarme gerado parcialmente: $ID FALTOU TENSÃO
Nenhum atributo associado ao transformador foi avaliado positivamente.
Alarme gerado após substituição das variáveis:
02L1-RIB FALTOU TENSÃO
02L2-RIB FALTOU TENSÃO
02L3-RIB FALTOU TENSÃO
02L4-RIB FALTOU TENSÃO
02L5-RIB FALTOU TENSÃO
02L6-RIB FALTOU TENSÃO
02L7-RIB FALTOU TENSÃO
02L8-RIB FALTOU TENSÃO
02L9-RIB FALTOU TENSÃO
Conjunto de alarmes gerados:
RIB BLACKOUT
04M1-RCD/RIB DESARME CRA SEM SUCESSO RCD COM FALHA 14M1- RIB (DISTANCIA)
04S1-AGL/RIB DESENERGIZADA TERMINAL RIB
04T2-RIB DESENERGIZADO
04T3-RIB DESENERGIZADO 04T4-RIB DESENERGIZADO
04BP-RIB DESENERGIZADO
02BP-RIB DESENERGIZADO
02L1-RIB FALTOU TENSÃO
02L2-RIB FALTOU TENSÃO
02L3-RIB FALTOU TENSÃO
02L4-RIB FALTOU TENSÃO
02L5-RIB FALTOU TENSÃO
02L6-RIB FALTOU TENSÃO
02L7-RIB FALTOU TENSÃO
02L8-RIB FALTOU TENSÃO
02L9-RIB FALTOU TENSÃO
Conjunto de alarmes enviados para o operador:
04M1-RCD/RIB DESARME CRA SEM SUCESSO RCD COM FALHA 14M1- RIB (DISTANCIA)
RIB BLACKOUT
Exemplo 3 - Cenários em uma rede elétrica
Cenário 1
Na primeira etapa (Relações de topologia/fluxo) é possível identificar que as linhas dos alarmes de 1 a 7 dependem dos transformadores dos alarmes 8 e 9, e que as linhas são iguais entre si em relação ao fluxo, e os transformadores também. Para este cenário, o grafo que representa o fluxo de energia entre os elementos é o da figura 7.
Suponha que a etapa de filtro precise separar os alarmes por diagnóstico e por tipo de elemento, o grafo resultante é o mesmo, pois 8 e 9 possuem o mesmo diagnóstico e ambos são transformadores, da mesma forma 1 , 2, 3, 4, 5, 6 e 7 possuem o mesmo diagnóstico e todos são linhas.
Para a validação da relação no grafo, é usada a seguinte regra de propagação:
• Para a relação Transformador -> Linha: o Se Transformador = 'desarme com atuação de proteção de sobre- corrente de fase' então Linha = 'desenergizada'.
Com esta regra (ou alguma semelhante) é possível validar a conexão do modelo, passando agora a ser o modelo final, onde os alarmes 8 e 9 são causas-raiz, e os demais suas consequências.
Cenário 2
Na primeira etapa é possível identificar que todos os componentes dependem das barras do alarme 1*, e que são iguais entre si em relação ao fluxo. Para este cenário, o grafo que representa o fluxo de energia entre os elementos é o da Figura 8. Supondo-se que a etapa de filtro precise separar os alarmes por diagnóstico e por tipo de elemento, o grafo resultante é o da Figura 9. Onde, 2, 3, 4, 5, 6 e 8 possuem o mesmo diagnóstico e são linhas, da mesma forma 9, 10 e 11 possuem o mesmo diagnóstico e todos são transformadores, e 7 é uma linha com o diagnóstico diferente das demais; R1 , R2 e R3 são as relações entre os elementos do grafo.
Para a validação das relações do grafo, são usadas as seguintes regras de propagação:
• Para a relação Barra -> Linha:
o Regra 1 : Se Barra = 'desarme por sobre-tensão/falha de disjuntor' então Linha = 'desenergizada'.
o Regra 2: Se Linha = 'desarme' então Barra = 'desarme por sobre- tensão/falha de disjuntor".
• Para a relação Barra - Transformador:
o Regra 3: Se Barra = 'desarme por sobre-tensão/falha de disjuntor' então Transformador = 'desarme por sobre-tensão'.
A regra 1 confirma a relação R1 do grafo; a regra 2 modifica a relação R2 do grafo, mudando o sentido da relação, indicando assim que o alarme 7 ocorreu primeiro; a regra 3 confirma a relação R3 do grafo, mantendo desta forma a conexão. O grafo resultante é o da Figura 10, onde o alarme 7 é considerado a causa-raiz dos demais; É possível, por exemplo, que a regra 3 entre em conflito com alguma outra, ou ela não exista de fato, neste caso, deve-se tentar utilizar o tempo para a validação da conexão.
Cenário 3
Na primeira etapa é possível identificar que as linhas dos alarmes 2, 3, 5, 6, 7 e 8 são iguais em relação ao fluxo. Para este cenário, o grafo que representa o fluxo de energia entre os elementos é o da Figura 11. 0 alarme 1 não está presente no modelo e, de fato, ele é considerado um ruído na ocorrência. Supondo-se que a etapa de filtro precise separar os alarmes por diagnóstico e por tipo de elemento; o grafo resultante é o mesmo, pois todos os elementos são linhas e possuem o mesmo diagnóstico.
No modelo não existem relações, neste caso, a cronologia foi utilizada para definir qual alarme ocorreu primeiro. O alarme 2 ocorreu primeiro, logo o modelo resultante é o da Figura 12. O modelo indica o alarme 2 como a causa- raiz, e os demais como consequências.
Exemplo 4 - Smart Alarm
Uma concretização do sistema e método da presente invenção foi o desenvolvimento nomeado de "Smart Alarm". Foi realizada a fase de aplicação prática chamada de pré-fase de operação experimental, com o objetivo principal de se obter uma significativa contribuição dos operadores de sistema na elaboração de especificações técnicas e interfaces para o usuário. Na fase de operação, foram realizados os monitoramentos para se confirmar o funcionamento apropriado do sistema da invenção. O Smart Alarm se comportou de forma satisfatória e, em situações reais de ocorrências no sistema elétrico, apresentou de forma rápida o diagnóstico sem comprometer a performance do sistema supervisório, tendo como ponto forte entre os operadores de sistema a apresentação do diagnóstico gráfico.
A importância do Smart Alarm para o processo de tomada de decisão pode ser bem verificada em um caso ocorrido na rede elétrica do subsistema que provocou desarme de todas as linhas de transmissão de 230KV associadas a Barra de 230KV na subestação e consequente desligamento da Barra de 69KV e de todos os seus respectivos alimentadores que num total geraram mais de 5.000 alarmes e eventos que foram apresentados aos operadores de sistema através do sistema de controle supervisório. O Smart Alarm, devido às "regras genéricas", resumiu a ocorrência em apenas 18 diagnósticos de desarmes de linhas de transmissão e desligamento de transformadores e uma causa raiz (Defeito no Barra 230KV da Subestação).
Através deste exemplo, vê-se a importância desta ferramenta, para a operação em tempo real. A rapidez e poder de síntese inseridas no processo da operação em tempo real através do Smart Alarm são um ganho muito importante, principalmente com o advento da parcela variável onde se consegue reduzir o tempo de indisponibilidade da função transmissão.
Os versados na arte valorizarão os conhecimentos aqui apresentados e poderão reproduzir a invenção nas modalidades apresentadas e em outros variantes, abrangidos no escopo das reivindicações anexas.

Claims

Reivindicações SISTEMA E MÉTODO PARA DIAGNÓSTICOS AUTOMÁTICOS E EM TEMPOREAL EM REDES ELÉTRICAS
1. Método para diagnósticos automáticos e em tempo real em redes elétricas caracterizado por compreender as seguintes etapas:
i. checar se equipamento está conectado/energizado ou não conectado;
ii. checar se equipamento estava conectado/energizado ou não conectado;
iii. inserir regra(s) e/ou macro(s) e/ou atributo(s) ao(s) equipamento(s) e/ou tipo(s) de equipamento(s);
iv. gerar diagnósticos para cada equipamento E, para cada regra R em equipamento e para cada atributo A em equipamento através de condição de existência e condição de ativação; e, opcionalmente,
v. substituir variáveis no texto do(s) diagnostico(s);
vi. enviar diagnóstico(s),
onde as ditas regras genéricas são aplicadas sobre classes de equipamentos, traduzindo se a linha de transmissão está ou não conectada a algum equipamento energizado.
2. Método de acordo com a reivindicação 1 caracterizado por compreender adicionalmente uma ou mais das seguintes etapas:
vii. remover diagnóstico(s) com sintoma(s) expirado(s);
viii. recuperar diagnósticos com sintomas da rede; e ix. adicionar sintomas no equipamento associado.
3. Método de acordo com a reivindicação 1 ou 2 caracterizado por um equipamento possuir vários equipamentos associados e, por sua vez, um equipamento associado possuir vários equipamentos associados.
4. Método de acordo com uma das reivindicações de 1 a 3 caracterizado por adicionalmente utilizar a lógica de Primitivas Topológicas para informar a topologia atual da rede na geração dos diagnósticos.
5. Sistema para diagnósticos automáticos e em tempo real em redes elétricas caracterizado por compreender:
i) meios para geração da topologia;
ii) meios para interligar redes;
iii) meios para manter uma representação da topologia da rede elétrica;
iv) meios para gerar diagnósticos através de regras genéricas com base nas informações colhidas; e, opcionalmente, v) meios para gerar as telas dos diagnósticos.
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