BR102017021027A2 - Dispositivo para gerenciamento de perturbação de um sistema de rede elétrica e método para gerenciamento de perturbação de um sistema de rede elétrica - Google Patents

Dispositivo para gerenciamento de perturbação de um sistema de rede elétrica e método para gerenciamento de perturbação de um sistema de rede elétrica Download PDF

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BR102017021027A2
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Abstract

dispositivo para gerenciamento de perturbação de um sistema de rede elétrica e método para gerenciamento de perturbação de um sistema de rede elétricatrata-se de um gerenciamento aprimorado de perturbação para um sistema de potência elétrica. um componente de gerenciamento de perturbação pode ser operável de modo a ler dados de monitoramento com base em medições de fluxo de potência associadas a dispositivos de medição conectados a um sistema de potência elétrica, em que os dados de monitoramento podem compreender dados de alarme indicativos de uma perturbação elétrica dentro do sistema de potência elétrica e dados de topologia indicativos de uma topologia do sistema de potência elétrica. o componente de gerenciamento aprimorado de perturbação pode ser operável de modo a correlacionar os dados de alarme a uma mudança nos dados de topologia.

Description

(54) Título: DISPOSITIVO PARA
GERENCIAMENTO DE PERTURBAÇÃO DE UM SISTEMA DE REDE ELÉTRICA E MÉTODO PARA GERENCIAMENTO DE PERTURBAÇÃO DE UM SISTEMA DE REDE ELÉTRICA (51) Int. Cl.: H02J 13/00; G08B 21/00 (30) Prioridade Unionista: 03/10/2016 US 62/403,679, 03/10/2016 US 62/403, 67928/09/2017 US 15/719,287 (73) Titular(es): GENERAL ELECTRIC TECHNOLOGY GMBH (72) Inventor(es): SAUGATA BISWAS; MANU PARASHAR; ANIL JAMPALA (74) Procurador(es): ANA PAULA SANTOS CELIDONIO (57) Resumo: DISPOSITIVO PARA GERENCIAMENTO DE PERTURBAÇÃO DE UM SISTEMA DE REDE ELÉTRICA E MÉTODO PARA GERENCIAMENTO DE PERTURBAÇÃO DE UM SISTEMA DE REDE ELÉTRICATrata-se de um gerenciamento aprimorado de perturbação para um sistema de potência elétrica. Um componente de gerenciamento de perturbação pode ser operável de modo a ler dados de monitoramento com base em medições de fluxo de potência associadas a dispositivos de medição conectados a um sistema de potência elétrica, em que os dados de monitoramento podem compreender dados de alarme indicativos de uma perturbação elétrica dentro do sistema de potência elétrica e dados de topologia indicativos de uma topologia do sistema de potência elétrica. O componente de gerenciamento aprimorado de perturbação pode ser operável de modo a correlacionar os dados de alarme a uma mudança nos dados de topologia.
(— processo de entrega de potência ) 100
1151
Figure BR102017021027A2_D0001
125
1/76 “DISPOSITIVO PARA GERENCIAMENTO DE PERTURBAÇÃO DE UM SISTEMA DE REDE ELÉTRICA E MÉTODO PARA GERENCIAMENTO DE PERTURBAÇÃO DE UM SISTEMA DE REDE ELÉTRICA”
Pedidos Relacionados [001] Este pedido reivindica prioridade sobre o Pedido de Patente Provisório no U.S.62/403.679, depositado em 3 de outubro de 2016, intitulado “Enhanced Disturbance Management (EDM) Application”, cuja totalidade do pedido é incorporada ao presente documento a título de referência.
Campo da Técnica [002] A matéria revelada refere-se de modo geral a gerenciamento de perturbações em um sistema de potência elétrica (por exemplo, sistema de rede elétrica).
Antecedentes [003] Uma rede elétrica é um sistema complexo e dinâmico que é difícil de gerenciar. Frequentemente, uma rede elétrica pode compreender diversos dispositivos de rede elétrica e um sistema complexo de linhas de transmissão. Adicionalmente, uma rede elétrica é frequentemente integrada com outras redes elétricas, em que resulta em um sistema de rede elétrica de larga escala. Os estresses em regime permanente ou estresses dinâmicos em uma rede elétrica podem ocorrer devido às transferências ou interrupções de potência. Portanto, uma rede elétrica é frequentemente vulnerável a potenciais blecautes, que podem ser causados por uma ou mais perturbações na rede elétrica. É desejável, portanto, determinar ineficiências ou anormalidades associadas ao fluxo de energia na rede elétrica, e, ademais, fornecer visibilidade de área mais ampla a operadores de sistema de potência no centro de controle com relação a tipos diferentes de eventos de perturbação de rede elétrica.
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2/76 [004] Os antecedentes descritos acima com relação a sistemas de rede elétrica são meramente destinados a fornecer uma visão geral contextual de alguns problemas atuais e não se destinam a ser exaustivos. Outras informações contextuais podem se tornar adicionalmente evidentes mediante a revisão da seguinte descrição detalhada.
Breve Descrição das Figuras [005] As realizações não limitantes e não exaustivas da revelação da matéria são descritas com referência às seguintes Figuras, nas quais números de referência semelhantes se referem a partes semelhantes ao longo das várias vistas, salvo caso especificado em contrário.
[006] A Figura 1 ilustra um sistema que facilita a distribuição de energia elétrica a dependências de comprador de acordo com os aspectos da revelação da matéria.
[007] A Figura 2 ilustra um exemplo de disposições, interconexões e arquitetura de topologia de sistema de rede elétrica de acordo com os aspectos da revelação da matéria.
[008] A Figura 3 ilustra dispositivos de medição (por exemplo, dispositivos de captação) em um sistema de rede elétrica de acordo com os aspectos da revelação da matéria.
[009] A Figura 4 ilustra um sistema que compreende um módulo de Gerenciamento Aprimorado de Perturbação (EDM) (por exemplo, componente) de acordo com os aspectos da revelação da matéria.
[010] A Figura 5 é um diagrama de blocos de alto nível de um componente de EDM exemplificativo de acordo com os aspectos da revelação da matéria.
[011] A Figura 6 ilustra uma operação exemplificativa que pode ser realizada por um componente de EDM, e, mais especificamente, um módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação de um
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3/76 componente de EDM, de acordo com os aspectos da revelação da matéria.
[012] As Figuras 7 a 11 ilustram interfaces de usuário gráficas exemplificativas de acordo com os aspectos da revelação da matéria.
[013] A Figura 12 ilustra um dispositivo exemplificativo operável para realizar operações de gerenciamento aprimorado de perturbação de acordo com os aspectos da revelação da matéria.
[014] A Figura 13 ilustra um método exemplificativo para realizar gerenciamento aprimorado de perturbação em um sistema de rede elétrica de acordo com os aspectos da revelação da matéria.
[015] A Figura 14 ilustra uma mídia de armazenamento legível por máquina que compreende instruções executáveis que, em resposta à execução, fazem com que um dispositivo que compreende um processador realize operações que realizam gerenciamento aprimorado de perturbação em um sistema de rede elétrica de acordo com os aspectos da revelação da matéria.
[016] A Figura 15 é um diagrama de blocos esquemático de um ambiente computacional amostral.
[017] A Figura 16 retrata um diagrama de um ambiente de rede de cliente-servidor exemplificativo no qual vários aspectos da matéria revelada podem ser praticados.
Descrição Detalhada [018] A revelação da matéria é descrita agora com referência aos desenhos, nos quais números de referência semelhantes são usados para se referir a elementos semelhantes ao longo deste documento. Na seguinte descrição, para fins explicativos, diversos detalhes específicos são estabelecidos a fim de fornecer um entendimento completo da revelação da matéria.
[019] A seguinte descrição e os desenhos anexos estabelecem
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4/76 em detalhes determinados aspectos ilustrativos da matéria. No entanto, esses aspectos são indicativos de alguns dentre as várias formas nas quais os princípios da matéria podem ser implantados ou empregados. Outros aspectos, vantagens e recursos inovadores da matéria revelada se tornarão evidentes a partir da seguinte descrição detalhada quando considerados em conjunto com os desenhos fornecidos. Na seguinte descrição, para fins explicativos, diversos detalhes específicos são estabelecidos para fornecer um entendimento da revelação da matéria. Pode ser evidente, no entanto, que a revelação da matéria pode ser praticada sem esses detalhes específicos. Em outros exemplos, estruturas e dispositivos bem conhecidos são mostrados na forma de diagrama de blocos a fim de facilitar a descrição da revelação da matéria. Por exemplo, os métodos (por exemplo, processos e fluxos lógicos) descritos nesse relatório específico podem ser realizados por dispositivos que compreendem processadores programáveis que executam instruções executáveis por máquina para facilitar o desempenho de operações descritas no presente documento. Os exemplos de tais dispositivos podem ser dispositivos que compreendem conjunto de circuitos e componentes, conforme descrito na Figura 15 e na Figura 14.
[020] Conforme usado nesse pedido, os termos “componente”, “sistema”, “plataforma”, “interface”, “nó”, “fonte”, “agente” e semelhantes, podem se referir ou podem compreender uma entidade relacionada a um computador ou uma entidade relacionada a uma máquina operacional com uma ou mais funcionalidades específicas. As entidades reveladas no presente documento podem ser hardware, uma combinação de hardware e software, software ou software em execução. Por exemplo, um componente pode ser, porém, sem limitação, um processo em execução em um processador, um processador, um objeto, um executável, uma cadeia de execução, um programa ou um computador. A título de ilustração, tanto um aplicativo que
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5/76 funciona em um servidor e o servidor podem ser um componente. Um ou mais componentes podem estar em um processo ou uma cadeia de execução, e um componente pode estar localizado em um computador ou distribuído entre dois ou mais computadores. Ademais, esses componentes podem ser executados a partir de várias mídias legíveis por computador que têm várias estruturas de dados armazenadas nas mesmas. Os componentes podem se comunicar por meio de processos locais ou remotos, tais como de acordo com um sinal que tem um ou mais pacotes de dados (por exemplo, dados de um componente que interage com outro componente em um sistema local, sistema distribuído, ou ao longo de uma rede, tal como Internet com outros sistemas por meio do sinal).
[021] Adicionalmente, o termo “ou” destina-se a significar um “ou” inclusivo em vez de um “ou” exclusivo. Isto é, salvo caso especificação contrária ou clara a partir do contexto, “X emprega A ou B” destina-se a significar qualquer dentre as permutações inclusivas naturais. Isto é, se X emprega A, X emprega B ou X emprega tanto A quanto B, então “X emprega A ou B” é satisfeito sob qualquer um dos exemplos supracitados. Além disso, os artigos “um” e “uma”, conforme usados neste relatório descritivo submetido e nas Figuras anexas devem ser, geralmente, interpretados como significando “um ou mais”, a menos que uma especificação contrária ou clara a partir do contexto relacione-os a uma forma singular.
[022] Um sistema de rede elétrica (por exemplo, sistema de distribuição de potência, um sistema de potência elétrica) é um sistema complexo e dinâmico que é difícil de gerenciar. Frequentemente, um sistema de rede elétrica pode compreender diversos dispositivos de rede elétrica e um sistema complexo de linhas de transmissão. Adicionalmente, um sistema de rede elétrica é frequentemente integrado a outros sistemas de rede elétrica, em que resulta em um sistema de rede elétrica de larga escala. Os estresses em
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6/76 regime permanente ou estresses dinâmicos em uma rede elétrica podem ocorrer devido às transferências de potência ou interrupções de rede elétrica na rede elétrica. Portanto, uma rede elétrica é frequentemente vulnerável a potenciais blecautes que podem ser causados por uma ou mais perturbações na rede elétrica.
[023] Em realizações exemplificativas, são fornecidos sistemas e métodos para gerenciamento aprimorado de perturbação para um sistema de potência elétrica. Dentre outras operações, um componente de gerenciamento aprimorado de perturbação (EDM) (por exemplo, módulo) pode ser operável para ler (por exemplo, obter) dados de monitoramento (por exemplo, dados de sistema de Aquisição de Controle e Dados de Supervisão (SCADA), dados com base em Unidade de Medição Fasorial (PMU), dados de topologia, descritos com mais detalhes abaixo) com base em medições de fluxo de potência associados a dispositivos de medição (por exemplo, PMUs (também chamados de dispositivos de PMU), sensores de corrente, sensores de tensão, etc.) conectados a um sistema de potência elétrica (por exemplo, sistema de potência elétrica, sistema de energia de eletricidade, sistema de energia elétrica, sistema de rede elétrica, etc.), em que os dados de monitoramento podem compreender dados de alarme indicativos de uma perturbação elétrica dentro do sistema de potência elétrica, e dados de topologia indicativos de uma topologia do sistema de potência elétrica. O componente de EDM pode ser operável para correlacionar os dados de alarme com, que podem se relacionar a, por exemplo, um alarme de perturbação de ângulo, ou, por exemplo, um alarme de perturbação de frequência, com uma alteração nos dados de topologia.
[024] Funções adicionais podem compreender determinar uma caracterização (por exemplo, classificação, causa) da perturbação elétrica no sistema de rede elétrica com base na correlação dos dados de alarme com os
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7/76 dados de topologia, determinar um nível de coerência representativo do grau de correlação entre os dados de alarme e os dados de topologia, determinar um fator de impacto de perturbação (DIF; descrito adicionalmente abaixo) indicativo de um impacto da perturbação elétrica em uma localização no sistema de rede elétrica; e determinar a possibilidade de a perturbação elétrica ser parte de um evento de perturbação local ou um evento de perturbação de espalhamento amplo. O componente de EDM também pode armazenar e exibir histórico de perturbação, histórico de evento e uma variedade de outras informações estatísticas relacionadas a perturbações e eventos, que incluem em uma interface de usuário gráfica ou em um relatório gerado.
[025] A Figura 1 é um diagrama que ilustra realizações exemplificativas de um processo de distribuição de potência 100 que mostra componentes que podem facilitar a geração de potência e o processo de distribuição de potência (por exemplo, distribuição de energia, eletricidade) para dependências de comprador. A potência elétrica pode ser gerada em uma instalação de geração de potência, e, então, realizada por linhas de alimentação de transmissão a subestações que têm transformadores. Um sistema de distribuição local de linhas de transmissão e subestações de tensão inferior menores carregam potência para as dependências de comprador.
[026] A instalação de geração de potência 105 gera eletricidade para cumprir com as demandas de potência dos compradores. Uma variedade de instalações pode gerar eletricidade. As instalações de geração de potência 105 podem compreender usinas de força que queimam carvão, óleo ou gás natural. As instalações de geração de potência 105 também podem compreender usinas de força nuclear, represas hidrelétricas, turbinas de vento e painéis solares. A localização desses geradores de eletricidade, e suas distâncias de usuários finais, pode variar amplamente.
[027] Após eletricidade ter sido gerada pela instalação de
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8/76 geração de potência 105, os transformadores (por exemplo, transformador elevador 110), tipicamente localizados em subestações de usina de força adjacentes (e conectadas por meio de linhas de alimentação a) à usina de força, “elevarão” a tensão da eletricidade. Quando a potência percorrer através de linhas de alimentação (por exemplo, fios metálicos que conduzem eletricidade), parte de tal potência é desperdiçada na forma de calor. A perda de potência é proporcional à quantidade de corrente que é carregada. As empresas de energia mantêm a corrente baixa e compensam pela elevação da tensão.
[028] Após a tensão ser elevada, a eletricidade é tipicamente carregada por distâncias longas pelas linhas de transmissão de potência de alta tensão, tipicamente, suportadas e elevadas pelas torres de transmissão (por exemplo, torre de transmissão 1151, 1152) que podem ser de várias dimensões, materiais e alturas.
[029] Ainda em referência à Figura 1, a tensão é gradualmente reduzida por transformadores rebaixadores conforme a eletricidade se aproxima de dependências de comprador. As subestações de transmissão contêm transformadores rebaixadores (por exemplo, transformador rebaixador de subestação de transmissão 120) que reduz a tensão da eletricidade. A eletricidade pode, então, ser distribuída em linhas de alimentação de tensão inferior. Uma subestação de transmissão típica pode servir dezenas de milhares de compradores.
[030] A eletricidade que deixa as subestações de transmissão pode percorrer através de linhas de alimentação para subestações de distribuição. As subestações de distribuição contêm transformadores rebaixadores (por exemplo, transformador rebaixador de subestação de distribuição 125) que reduzem adicionalmente a tensão de eletricidade e distribuem a potência para cidades e municípios através das linhas de
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9/76 alimentação principais, que podem servir centenas de compradores. As linhas de distribuição carregam potência de tensão inferior a agrupamentos de casas e negócios, e são, tipicamente, suportadas por polos de madeira. Deve-se observar que, as linhas de alimentação também podem ser enterradas sob a terra.
[031] Deve-se observar que, as subestações podem conter uma variedade de outros equipamentos, que incluem comutadores, interruptores, reguladores, baterias, etc.
[032] A tensão de uma linha de ramificação pode ser adicionalmente reduzida por transformadores que são montados em polos (por exemplo, transformador rebaixador em polo 130) que conectam dependências de comprador (por exemplo, dependências de comprador 135) através de uma linha de alimentação de queda de serviço.
[033] As dependências de comprador 135 podem ser de qualquer tipo e variedade. As dependências de comprador podem ser dependências de comprador residenciais, tais como casas residenciais. As dependências de comprador podem ser dependências de comprador industriais, tais como fábricas. As dependências de comprador podem ser dependências de comprador comerciais, tais como um edifício comercial. Se dependências de comprador particulares tiverem uma carga mais pesada (por exemplo, tem uma demanda maior por potência), então, um transformador maior, em vez de um transformador de polo, pode servir tais dependências de comprador particulares.
[034] A Figura 2 retrata uma ilustração de um sistema de rede elétrica 200 (por exemplo, um sistema de potência elétrica) que compreende múltiplos nós 2051-N, sendo que um nó pode compreender uma instalação de geração de potência, subestação de transmissão ou uma subestação de distribuição, e é destinado a transferir de modo que tais instalações e
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10/76 subestações possam ser interconectadas. Um sistema de rede elétrica 200 pode seguir uma topologia estrutural, influenciada por fatores tais como orçamento, confiabilidade de sistema, demanda de carga (demanda por potência), terra e geologia. A topologia estrutural em muitas cidades e municípios, por exemplo, muitas dentre essas na América do Norte, têm a tendência de seguir uma topologia radial clássica. Essa é um formato de árvore em que a potência de linhas e subestações de tensão maior irradiam em linhas e subestações de tensão progressivamente inferior até que as dependências de comprador sejam alcançadas. Uma subestação recebe sua potência a partir de uma instalação de geração de potência, sendo que a potência é rebaixada com um transformador e enviada através de linhas que se espalham em todas as direções ao longo do campo. Esses alimentadores carregam potência de três fases e tendem a seguir as ruas principais próximas à subestação. Conforme a distância da subestação aumenta, a dispersão continua conforme laterais menores se espalham para abranger áreas perdidas pelos alimentadores. Essa estrutura semelhante a árvore cresce para fora a partir da subestação, mas uma única falha de potência pode tornar ramificações inteiras da árvore inoperáveis. Por questões de confiabilidade, são frequentemente conexões reservas não usadas de uma subestação para uma subestação próxima. Essa conexão reserva pode ser permitida em caso de uma emergência, de modo que uma parte de uma área de serviço da subestação possa ser alimentada por outra subestação em caso de quaisquer eventos de falha de potência. A redundância permite que falhas de linha ocorram e a potência seja reencaminhada enquanto os trabalhadores restauram o serviço danificado ou componentes desativados. Serviços públicos de energia vizinhos também tipicamente ligam suas redes elétricas, portanto, auxiliando umas às outras a manter um equilíbrio entre a fonte de geração de potência e as cargas (por exemplo, demanda de comprador). Outras topologias podem ser
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11/76 topologias de malha, sistemas em laço (encontrado principalmente na Europa) e redes em anel.
[035] O resultado pode ser sistemas de rede elétrica interconectados que podem formar redes complexas de usinas de força e transformadores conectados por centenas de milhares de milhas de linhas de transmissão de alta tensão. Embora essas interconexões possam ser úteis em algumas situações, o perigo ou o risco pode compreender a possibilidade de que um desligamento em um setor possa se espalhar rapidamente para outros setores, resultando em falhas de potência massivas em uma área ampla. O blecaute de 2003 que impactou diversos estados no noroeste dos Estados Unidos destacou a extensão em que os sistemas de potência se tornarão interconectados ao longo do tempo, e o efeito significativo que as interações e interconexões resultantes podem ter sobre a distribuição de potência ao longo de múltiplas regiões. A interrupção de potência impactou dezenas de milhões de pessoas e dezenas de milhares de megawatts (MW) de carga elétrica. Algumas porções dos Estados Unidos permaneceram sem energia elétrica por até quatro dias.
[036] A Figura 3 ilustra dispositivos de medição 3021-n de um sistema de rede elétrica 200 de acordo com os aspectos da revelação da matéria. Ao longo de uma rede, uma variedade de sensores, dispositivos de monitoramento e dispositivos de medição (coletivamente chamados no presente documento de “dispositivos de medição”) podem ser localizados em um ou mais nós (por exemplo, nós 2051-n), e tais podem ser usados para fornecer dados de monitoramento relacionados a medições de fluxo de potência ou monitorar a condição de um ou mais aspectos de um sistema de rede elétrica. Uma maioria dos dispositivos de medição (por exemplo, dispositivos de medição 3021-n) empregados no sistema de potência elétrica são localizados dentro, ou adjacentes a, componentes de transmissão de
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12/76 potência (por exemplo, unidades de geração, transformadores, interruptores de circuito), incluindo em subestações. Os dispositivos de medição também podem ser empregados ao longo de linhas de distribuição. Esses sensores ajudam a medir uma faixa de parâmetros, tais como tensão, corrente, distorção harmônica, potência real e reativa, fator de potência, e corrente de fuga. Os exemplos de parte dos sensores compreende: sensores de tensão e corrente; PMUs; sensores de gás em óleo com estrutura transformador-Metal-IsolanteSemicondutor sensores de densidade de hexafluoreto de enxofre de interruptor de circuito; sensores de temperatura e corrente de condutor que registram as temperaturas de condutor e magnitudes de corrente de transmissão suspensa; sensores de corrente de vazamento de isolador suspensos; sensores de ParaRaios Energizado de Linha de Transmissão (TLSA).
[037] Na Figura 3, um sistema de rede elétrica 200 pode compreender dispositivos de medição 3021-N localizados em várias partes (por exemplo, tais como nós) ao longo da rede elétrica. Os dispositivos de medição 3021-N podem ser acoplados por meio de uma rede de linhas de transmissão, bem como através de mídias de comunicações sem fio e com fio (por exemplo, celular, ethernet, etc.). Por exemplo, o dispositivo de medição 302N e o dispositivo 3024 podem ser acoplados por meio de uma linha de transmissão 304 a partir de uma rede de linhas de transmissão associada aos dispositivos 3021-N. Adicionalmente, um subconjunto dos dispositivos de medição 3021-N pode ser associado a um setor do sistema de rede elétrica 200. Por exemplo, um setor 306 do sistema de rede elétrica 200 pode compreender dispositivo de medição 3021, dispositivo de medição 3022 e dispositivo de medição 3023. Em um exemplo, o setor 306 pode ser um corredor do sistema de rede elétrica 200. Os dispositivos de medição são descritos com mais detalhes abaixo.
[038] Nas realizações exemplificativas, a confiabilidade do sistema de rede elétrica 200 pode ser facilitada através do uso e da análise dos
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13/76 dados recebidos a partir dos dispositivos de medição 302i-n e monitoramento de condições de sistema que são, então, comunicadas a um centro de controle central, em que uma combinação de ações automáticas e decisão humana auxilia em tentar garantir que o sistema de rede elétrica 200 seja estável e equilibrado.
[039] Referindo-se agora à Figura 4, o componente de EDM 402 pode ser um módulo ou pode estar associado a um sistema de gerenciamento de rede elétrica (por exemplo, um Sistema de Monitoramento de Área Ampla (WAMS; também chamado de um Sistema de Gerenciamento de Área Ampla), um sistema de SCADA, um Sistema de Gerenciamento de Energia (EMS), e outros aplicativos). O componente de EDM 402 pode ser operável para usar dados de monitoramento (por exemplo, dados de SCADA, dados de PMU, dados de topologia, etc.) para fornecer visibilidade de área ampla em tempo real em profundidade a operadores de sistema de potência no centro de controle sobre os tipos diferentes de eventos de sistema perturbação. O mesmo localiza e caracteriza os eventos de perturbação, avalia o impacto das perturbações em localizações especificadas (por exemplo, determina um fator de impacto de perturbação (DIF, descrito abaixo)), arquiva essas informações cronologicamente (para análise após evento) e fornece detalhes estatísticas relevantes. O componente de EDM 402 pode compreender software, hardware ou uma combinação de ambos (por exemplo, um dispositivo de computação que compreende um processador e uma memória que armazena instruções executáveis que, quando executadas pelo processador, facilitam o desempenho das operações descritas no presente documento). O componente de EDM 402 é descrito em detalhes abaixo, incluindo com relação à Figura 5, métodos e funções descritos em fluxogramas, e interfaces de usuário gráficas que exibem vários dados.
[040] Os dispositivos de medição 3021-n na Figura 4 podem
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14/76 obter, monitorar ou facilitar a determinação de características elétricas associadas ao sistema de rede elétrica (por exemplo, o sistema de potência elétrica), que pode compreender, por exemplo, fluxo de potências, tensão, corrente, distorção harmônica, frequência, potência real e reativa, fator de potência, corrente de fuga e ângulos de fase. Os dispositivos de medição 3021n também podem ser associados a um relé de proteção, um Sistema de Posicionamento Global (GPS), um Concentrador de Dados Fasoriais (PDC), capacidades de comunicação ou outras funcionalidades. Deve-se observar que o dispositivo de medição 302 pode ser implantado como ou associado a mais que um dispositivo de medição.
[041] Os dispositivos de medição 3021-n podem fornecer medições em tempo real de características elétricas ou parâmetros elétricos associados ao sistema de rede elétrica (por exemplo, o sistema de potência elétrica). O dispositivo de medição 302 pode, por exemplo, obter repetidamente medições do sistema de rede elétrica (por exemplo, o sistema de potência elétrica) que pode ser usado pelo componente de EDM 402. Os dados gerados ou obtidos pelo dispositivo de medição 302 podem ser dados convertidos em código (por exemplo, dados codificados) associados ao sistema de rede elétrica que pode inserir (ou ser alimentado para) um sistema de SCADA/EMS tradicional. O dispositivo de medição 302 também pode ser uma PMU que obtém repetidamente medições de subsegundos (por exemplo, 30 vezes por segundo). Aqui, os dados de PMU podem ser fornecidos ou inseridos em aplicativos (por exemplo, aplicativos de WAMS e relacionados à WAMS) que podem utilizar os dados de PMU mais dinâmicos (explicados mais abaixo).
[042] Ainda em referência à Figura 4, os dispositivos de medição 3021-N podem compreender sensores de tensão 404 e sensores de corrente 406 que alimentam dados tipicamente por meio de outros componentes, para, por exemplo, um sistema de Aquisição de Controle e Dados de Supervisão
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15/76 (SCADA) (por exemplo, componente de SCADA 408). As magnitudes de tensão e corrente podem ser medidas e relatadas a um operador de sistema a cada segundo pelo componente de SCADA 408. O componente de SCADA 408 pode fornecer funções, tais como aquisição de dados, controle de usinas de força e exibição de alarme. O componente de SCADA também pode permitir que operadores em um centro de controle central realizem ou facilitem o gerenciamento de fluxo de energia no sistema de rede elétrica. Por exemplo, os operadores podem usar um componente de SCADA (por exemplo, com o uso de um computador, tal como um computador do tipo laptop ou computador do tipo desktop) para facilitar o desempenho de determinadas tarefas tais como abrir ou fechar interruptores de circuito, ou outras operações de comutação que podem desviar o fluxo de eletricidade.
[043] Embora não seja mostrado na Figura 4, nas realizações exemplificativas, o componente de SCADA 408 pode receber dados de medição das Unidades Terminais Remotas (RTUs) conectadas a sensores no sistema de rede elétrica, Controles de Lógica Programável (PLCs) conectados a sensores no sistema de rede elétrica ou um sistema de comunicação (por exemplo, um sistema de telemetria) associado ao sistema de rede elétrica. PLCs e RTUs podem ser instalados em usinas de força, subestações, e as interseções de transmissão e linhas de distribuição, e podem ser conectadas a vários sensores, incluindo os sensores de tensão 404 e os sensores de corrente 406. Os PLCs e RTUs recebem seus dados dos sensores de tensão e corrente aos quais os mesmos são conectados. Os PLCs e RTUs podem converter as informações medidas para a forma digital para a transmissão dos dados para o componente de SCADA. Nas realizações exemplificativas, o componente de SCADA 408 também pode compreender servidor hospedeiro central ou servidores chamados unidades terminais mestre (MTUs), algumas vezes também chamados de centro de SCADA. A MTU também pode enviar
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16/76 sinais para PLCs e RTUs para controlar o equipamento através de atuadores e caixas de comutador. Além disso, a MTU pode realizar o controle, alarme e estar em rede com outros nós, etc. Desse modo, o componente de SCADA 408 pode monitorar os PLCs e RTUs, e pode enviar informações ou alarmes de volta para os operadores através de canais de telecomunicações.
[044] O componente de SCADA 408 também pode ser associado a um sistema para monitorar ou controlar dispositivos no sistema de rede elétrica, tais como um Sistema de Gerenciamento de Energia (EMS). Um EMS pode compreender um ou mais sistemas de ferramentas auxiliadas por computador usadas pelos operadores dos sistemas de rede elétrica para monitorar, controlar e otimizar o desempenho do sistema de geração ou transmissão. Frequentemente, um EMS também é chamado de SCADA/EMS ou EMS/SCADA. Nesses aspectos, o SCADA/EMS ou EMS/SCADA também pode realizar as funções de um SCADA. Ou, um SCADA pode ser operável para enviar dados (por exemplo, dados de SCADA) aos EMS, que pode, por sua vez, fornecer os dados para o componente de EDM 402. Outros sistemas com os quais o componente de EDM 402 pode ser associado podem compreender um sistema de conscientização situacional para o sistema de rede elétrica, um sistema de visualização para o sistema de rede elétrica, um sistema de monitoramento para o sistema de rede elétrica ou um sistema de avaliação de estabilidade para o sistema de rede elétrica.
[045] O componente de SCADA 408 pode gerar ou fornecer dados de SCADA (por exemplo, DADOS DE SCADA mostrados na Figura 4) que compreendem, por exemplo, informações em tempo real (por exemplo, informações em tempo real associadas aos dispositivos no sistema de rede elétrica) ou informações de sensor (por exemplo, informações de sensor associadas aos dispositivos no sistema de rede elétrica) que podem ser usadas pelo componente de EDM 402. Os dados de SCADA podem ser armazenados,
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17/76 por exemplo, em repositório 415 (descrito adicionalmente abaixo). Nas realizações exemplificativas, dados determinados ou gerados pelo componente de SCADA 408 podem ser empregados para facilitar a geração de dados de topologia (os dados de topologia são descritos mais abaixo) que podem ser empregados pelo componente de EDM 402 para o gerenciamento aprimorado de perturbação, que é descrito adicionalmente abaixo.
[046] O emprego de sensores de corrente e sensores de tensão permite a resposta rápida. Tradicionalmente, o componente de SCADA 408 monitora o fluxo de potência através de linhas, transformadores, e outros componentes dependem de medições a cada dois a seis segundos, e não podem ser usados para observar as características dinâmicas do sistema de potência devido ao fato de sua taxa de amostragem lenta (por exemplo, não pode detectar os detalhes de fenômenos transientes que ocorrem em escalas de tempo de milissegundos (um ciclo de 60 Hz tem 16 milissegundos). Adicionalmente, embora a tecnologia de SCADA permite alguma coordenação de transmissão entre serviços públicos, o processo pode ser lento, especialmente durante emergências, em que muito da resposta tem como base chamadas telefônicas entre operadores humanos nos centros de controle de serviço público. Adicionalmente, a maior parte dos PLCs e RTUs foram desenvolvidos antes dos padrões utilizados em toda a indústria para interoperabilidade serem estabelecidos, e, dessa forma, serviços públicos vizinhos frequentemente usam protocolos de controle incompatíveis.
[047] Ainda em referência à Figura 4, os dispositivos de medição 3021-n também podem compreender Unidades de Medição Fasorial (PMUs) 410. Uma PMU 410 pode ser um dispositivo autônomo ou pode ser integrada a outra peça de equipamento, tal como um relé protetor. As PMUs 410 podem ser empregadas em subestações e podem fornecer entrada em uma ou mais ferramentas de software (por exemplo, WAMS, SCADA, EMS e outros
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18/76 aplicativos). Uma PMU 410 pode usar sensores de tensão e corrente (por exemplo, sensores de tensão 404, sensores de corrente 406) que podem medir tensões e correntes em localizações de interseção principais (por exemplo, subestações) em uma rede elétrica com o uso de uma fonte de tempo comum para sincronização, e pode emitir precisamente fasores de tensão e corrente com carimbo de data/hora. A medição resultante é frequentemente chamada de um sincrofasor (embora o termo sincrofasor se referia a medições fasoriais realizadas pela PMU 410, algumas pessoas também usaram o termo para descrever o próprio dispositivo). Devido ao fato de esses fasores serem realmente sincronizados, a comparação sincronizada de duas quantidades é possível em tempo real, e essa sincronização de tempo permite medições em tempo real sincronizadas de múltiplos pontos de medição remotos na rede elétrica. Além disso, para tensões e correntes de medição de modo síncrono, tensões e correntes de fase, frequência, taxa de alteração de frequência, situação de interruptor de circuito, situação de comutador, etc., as altas taxas de amostragem (por exemplo, 30 vezes por segundo) fornecem resolução “subsegundo” em contraste com as medições com base em SCADA. Essas comparações podem ser usadas para avaliar condições de sistema tais como: alterações de frequência, potência em megawatts (MW), potência reativa em megavolt-ampere reativo (MVARs), tensão em quilovolts (KV), etc. Desse modo, as medições de PMU podem fornecer visibilidade aprimorada para condições de rede elétrica dinâmica e podem permitir monitoramento de área ampla em tempo real das dinâmicas de sistema de potência. Ademais, sincrofasores representam a frequência atual do sistema de distribuição de potência no momento da medição. Essas medições são importantes em sistemas de potência de corrente alternada (AC), visto que a potência flui a partir de um ângulo de fase de tensão superior a um inferior, e a diferença entre os dois se refere ao fluxo de potência. Diferenças de ângulo de fase
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19/76 grandes entre duas PMUs distantes podem indicar o estresse relativo ao longo da rede elétrica, mesmo se as PMUs não estiverem diretamente conectadas umas às outras por uma única linha de transmissão (por exemplo, no blecaute de 2003 mencionado acima, os ângulos de fase divergiram antes do blecaute). Essa diferença de ângulo de fase pode ser usada para identificar a instabilidade de rede elétrica, e uma PMU pode ser usada para gerar um alarme de perturbação de ângulo (por exemplo, alarme de diferença de ângulo) quando a mesma detectar uma diferença de ângulo de fase. Exemplos de perturbações que causam a geração de um alarme de perturbação de ângulo podem compreender, por exemplo, uma perturbação de linha desativada ou linha ativada (por exemplo, a perturbação de linha desativada na qual uma linha que estava em serviço agora está fora de serviço, ou no caso de uma perturbação de linha ativada, no caso de uma linha que estava fora de serviço e voltou ao serviço). As PMUs também podem ser usadas para medir e detectar diferenças de frequência, que resultam na geração de alarmes de frequência. Como exemplo, perturbações de unidade desativada e unidade ativada podem resultar na geração de um alarme de frequência (por exemplo, uma unidade de geração estava em serviço, mas pode estar fora de serviço, ou uma unidade que estava fora de serviço voltou para o serviço - ambas podem causar perturbações de frequência no sistema que podem resultar na geração de um alarme de frequência). Ainda, as PMUs também podem ser usadas para detectar perturbações de oscilação (por exemplo, oscilação na tensão, frequência, potência real - qualquer tipo de oscilação), que podem resultar na geração de um alarme (por exemplo, oscilação alarme). Diversos outros tipos de alarmes podem ser gerados com base em dados de PMU das medições com base em PMU. Embora as perturbações mencionadas (por exemplo, linha desativada/ativada, unidade desativada/ativada, carga ativada/desativada) possam resultar em alarmes de perturbação de ângulo ou frequência, um
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20/76 alarme de perturbação de ângulo ou frequência pode não necessariamente significar que um tipo particular de perturbação ocorreu, apenas que é um indicativo de tal tipo de perturbação. Por exemplo, se um alarme de perturbação de frequência for detectado, o mesmo pode não ser necessariamente uma perturbação de unidade ativada ou unidade desativada, mas pode ser uma perturbação de carga ativada ou carga desativada.
[048] As exigências de medição e testes de cumprimento para uma PMU 410 foram padronizados pelo Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos (IEEE), a saber, IEEE Padrão C37.118.
[049] Ainda em referência à Figura 4, nas realizações exemplificativas, um ou mais Concentradores de Dados Fasoriais (PDCs) 412, que podem compreender PDCs locais em uma subestação, podem ser usados para receber e sincronizar com tempo dados de PMU de múltiplas PMUs 410 para produzir um fluxo de dados de saída alinhado com o tempo em tempo real. Um PDC pode trocar dados fasoriais com PDCs em outras localizações. Múltiplos PDCs também podem alimentar dados fasoriais a um PDC central, que pode ser localizado em um centro de controle. Através do uso de múltiplos PDCs, múltiplas camadas de concentração podem ser implantadas dentro de um sistema de dados de sincrofasor individual. Outros sistemas podem ser alimentados com dados de PMU coletados pelo PDC 412 podem ser alimentados, por exemplo, um PDC central, PDC empresarial, PDC regional, o componente de SCADA 408 (opcionalmente indicado por uma conector tracejado), sistema de gerenciamento de energia (EMS), sistemas de software de aplicativos de sincrofasor, um WAMS, o componente de EDM 402 ou algum outro centro de controle software sistema. Com as taxas de amostragem muito altas (tipicamente 10 a 60 vezes por segundos) e o número grande de instalações de PMU nas subestações que estão transmitindo continuamente dados em tempo real, a maior parte dos sistemas de aquisição fasorial que
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21/76 compreendem PDCs manipulam grandes quantidades de dados. Como referência, o PDC central na Autoridade do Vale do Tennessee (TVA) é atualmente responsável por concentrar os dados de mais de 90 PMUs e manipula mais de 31 gigabytes (GBs) de dados por dia.
[050] Ainda em referência à Figura 4, os dispositivos de medição 302, o componente de SCADA 408 e os PDCs/PDCs Centrais, podem fornecer dados (por exemplo, dados em tempo real associados a dispositivos, medidores, sensores ou outros equipamentos no sistema de rede elétrica) (incluindo dados de SCADA e dados de topologia), que podem ser usados pelo componente de EDM 402 para o gerenciamento aprimorado de perturbação.
[051] Tanto os dados de SCADA quanto os dados de PMU podem ser armazenados em um ou mais repositórios 415. Em algumas realizações exemplificativas, os dados de SCADA e os dados de PMU podem ser armazenados no repositório 415 pelo componente de SCADA 408 ou pelo PDC 412. Em outras realizações, o componente de EDM 402 pode ter um ou mais componentes ou módulos que são operáveis para receber dados de SCADA e dados de PMU e armazenar os dados no repositório 415 (indicado pelas linhas tracejadas). O repositório pode compreender um repositório local ou um repositório em rede. Os dados no repositório 415 podem ser acessados pelo componente de SCADA 408, os PDCs 412, outros sistemas (não mostrados) e, opcionalmente, por realizações exemplificativas do componente de EDM 402. Nas realizações exemplificativas, o componente de EDM pode ser operável para enviar instruções a um ou mais outros sistemas (por exemplo, componente de SCADA 408, PDCs 112) para recuperar dados armazenados no repositório 415 e fornecer os mesmos ao componente de EDM 402. Em outras realizações, o componente de EDM 402 pode facilitar a recuperação dos dados armazenados no repositório 415 diretamente.
[052] Nas realizações exemplificativas, os dados armazenados
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22/76 no repositório 415 podem ser dados de SCADA e dados de PMU associados. Os dados podem ser indicativos de medições pelos dispositivos de medição 3021-n que são obtidos repetidamente a partir de um sistema de rede elétrica. Nas realizações exemplificativas, os dados no repositório 415 podem compreender dados de equipamento com base em PMU/SCADA, tais como, por exemplo, dados associados a uma unidade, linha, transformador ou carga particular dentro de um sistema de rede elétrica (por exemplo, sistema de rede elétrica 200). Os dados podem compreender medições de tensão, medições de corrente, medições de frequência, dados fasoriais (por exemplo, fasores de tensão e corrente), etc. Os dados podem ser marcados com localização. Por exemplo, podem compreender uma identificação de estação de uma estação particular na qual um dispositivo de distribuição de potência que é medido é localizado (por exemplo, “CANADA8”). Os dados podem compreender um número de nó particular projetado para uma localização (por exemplo, “Nó 3”). Os dados podem compreender a identidade do equipamento de medição (por exemplo, o número de identificação de um interruptor de circuito associado a um equipamento). Os dados também podem ser marcados com tempo, em que indicam o tempo em que os dados foram medidos por um dispositivo de medição. Os dados de equipamento com base em PMU/SCADA também podem conter, por exemplo, informações com relação um dispositivo de medição particular (por exemplo, uma ID de PMU que identifica a PMU a partir da qual as medições foram realizadas).
[053] Nas realizações exemplificativas, os dados armazenados no repositório 415 podem compreender não apenas dados coletados e medidos a partir de vários dispositivos de medição 3021-n, os dados também podem compreender dados derivados de tais dados coletados e medidos. Os dados derivados podem compreender dados de topologia (por exemplo, dados de topologia com base em PMU/SCADA), dados de evento e dados de análise
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23/76 de evento, e dados de EDM (dados gerados pelo componente de EDM 402).
[054] Nas realizações exemplificativas, o repositório 415 pode conter dados de topologia (por exemplo, dados de topologia com base em PMU/SCADA) indicativos de uma topologia para o sistema de rede elétrica 200. A topologia de um sistema de rede elétrica pode se referir às interconexões entre componentes de sistema de potência, tais como geradores, transformadores, barras de ligações, linhas de transmissão e cargas. Essa topologia pode ser obtida determinando-se a situação dos componentes de comutação responsáveis por manter a situação de conectividade na rede. Os componentes de comutação podem ser interruptores de circuito que são usados para conectar (ou desconectar) qualquer sistema de potência componente (por exemplo, unidade, linha, transformador, etc.) ao ou a partir do restante da rede de sistema de potência. Formas típicas para determinar a topologia podem ser por monitoramento da situação de interruptor de circuito, que pode ser realizado com o uso de dispositivos de medição e componentes associados àqueles dispositivos (por exemplo, RTUs, SCADA, PMUs). Pode-se determinar qual equipamento está fora de serviço, e, realmente, qual interruptor de circuito foi aberto ou fechado devido a tal equipamento estar fora de serviço. Os dados de topologia podem ser indicativos de uma disposição (por exemplo, topologia estrutural, tal como radial, de árvore, etc.) ou uma situação de potência de dispositivos no sistema de rede elétrica. Informações de conectividade ou informações de operação de comutação que se originam de um ou mais dispositivos de medição 302 podem ser usadas para gerar os dados de topologia. Os dados de topologia podem ter como base uma localização de dispositivos no sistema de rede elétrica, uma situação de conexão de dispositivos no sistema de rede elétrica ou um estado de conectividade de dispositivos no sistema de rede elétrica (por exemplo, dispositivos que recebem ou processam potência distribuída ao longo do
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24/76 sistema de rede elétrica, tais como transformadores e interruptores). Por exemplo, os dados de topologia podem indicar onde os dispositivos estão localizados, e quais dispositivos no sistema de rede elétrica estão conectados a outros dispositivos no sistema de rede elétrica (por exemplo, onde os dispositivos no sistema de rede elétrica estão conectados, etc.) ou quais dispositivos no sistema de rede elétrica estão associados a uma conexão de rede elétrica alimentada. Os dados de topologia podem compreender adicionalmente a situação de conexão de dispositivos (por exemplo, um transformador, etc.) que facilita a distribuição de potência no sistema de rede elétrica, e as situações para operações de comutação associadas a dispositivos no sistema de rede elétrica (por exemplo, uma operação para interromper, energizar ou desenergizar ou conectar ou desconectar) uma porção do sistema de rede elétrica conectando-se ou desconectando-se um ou mais dispositivos no sistema de rede elétrica (por exemplo, abrir ou fechar um ou mais comutadores associados a um dispositivo no sistema de rede elétrica, conectar ou desconectar uma ou mais linhas de transmissão associadas a um dispositivo no sistema de rede elétrica etc.). Adicionalmente, os dados de topologia podem fornecer estados de conectividade dos dispositivos no sistema de rede elétrica (por exemplo, com base em pontos de conexão, com base em barras, etc.).
[055] Nas realizações exemplificativas, o repositório 415 pode conter uma variedade de eventos e dados de análise de evento, que podem ser derivados com base em dados de PMU, e, em algumas realizações, também outros dados (por exemplo, dados de SCADA, outros dados de medição, etc.). Os dados podem compreender informações com relação a eventos relacionados ao sistema de rede elétrica 200. Um evento pode compreender, por exemplo, uma ou mais perturbações ao sistema de rede elétrica. Uma perturbação pode compreender, por exemplo, uma perturbação de linha (por
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25/76 exemplo, linha ativada ou linha desativada), uma perturbação de unidade (por exemplo, unidade ativada ou unidade desativada), ou perturbação de carga (carga ativada ou carga desativada). Para cada evento, informações relevantes, tais como a estação em que o evento ocorreu, o nível de tensão associado à estação (por exemplo, 500 kV), o número de nó relacionado ao evento, o equipamento relacionado ao evento, a alteração na potência real e reativa, e a alteração na tensão por unidade (por exemplo, p.u.) para o evento.
[056] O evento e os dados de análise de evento também podem compreender dados de EDM, que podem ser dados relacionados a eventos determinados ou derivados pelo componente de EDM 402 com base em dados de PMU, dados de SCADA, dados de equipamento, dados de topologia ou dados de evento. Tais dados podem compreender dados de evento de perturbação em tempo real, tais como a magnitude de perturbação de um evento, espalhamento de evento (por exemplo, a possibilidade de um evento ser de área local ou ampla (por exemplo, espalhamento amplo)), coerência de topologia (explicado adicionalmente abaixo), o número de linhas agregadas, cargas ou unidades impactadas, a localização mais impactada pelo evento, e o epicentro do evento. Os dados de EDM também podem compreender dados estatísticos associados a eventos e perturbações que são gerados pelo componente de EDM 402. Os dados estatísticos podem estar no evento, bem como o nível de perturbação. Os dados também podem compreender um arquivo de histórico de eventos de perturbação, que podem permitir a análise após evento e que diversos relatórios sejam gerados com base nos dados armazenados.
[057] Os vários dados armazenados em um ou mais repositórios 415, que incluem dados de equipamento, dados de topologia, dados de evento, dados de análise de evento, dados de EDM e outros dados, são descritos adicionalmente abaixo com relação às várias funcionalidades e operações que
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26/76 podem ser realizadas pelo componente de EDM 402, e com relação às interfaces de usuário abaixo.
[058] Voltando-se para a Figura 5, é mostrado um diagrama de um componente de EDM exemplificativo 402, de acordo com os aspectos da revelação da matéria. Aspectos dos sistemas, aparelhos ou processos explicados nesta revelação podem constituir componente (ou componentes) executável por máquina incorporado dentro de máquina (ou máquinas), por exemplo, incorporado em um ou mais meios (ou mídia) legíveis por computador associados a uma ou mais máquinas. Tal componente (ou componentes), quando executado pela uma ou mais máquinas, por exemplo, computador (ou computadores), dispositivo de computação (ou dispositivos de computação), máquina virtual (ou máquinas virtuais), etc. pode fazer com que a máquina (ou máquinas) realize as operações descritas. Em um aspecto, o componente de EDM 402 pode compreender memória para armazenar componentes e instruções executáveis por computador. O componente de EDM 402 pode compreender adicionalmente um processador para facilitar a operação das instruções (por exemplo, componentes e instruções executáveis por computador) pelo componente de EDM 402. Em algumas realizações exemplificativas, o componente de EDM 402 pode compreender diversos módulos para facilitar o desempenho de operações, conforme no presente documento. Em outras realizações exemplificativas, o componente de EDM pode ser (ou pode ser visto como) um módulo que pode facilitar o desempenho de operações, conforme descrito no presente documento. O componente de EDM 402 pode compreender, por exemplo, um módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505, um módulo de arquivamento de histórico 510, um módulo de estatísticas 515 e um módulo de relatório 520.
[059] Em resposta a um alarme, por exemplo, quando um alarme com base em PMU for detectado (por exemplo, um alarme de diferença de
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27/76 ângulo ou alarme de perturbação de frequência) o módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 do EDM 402 pode responder ao alarme correlacionando-se o alarme com a alteração na topologia (por exemplo, dados de topologia, tais como situação de energização de equipamento, situação de equipamento de conexão, etc.) do sistema que potencialmente gerou tal alarme. Essa correlação de PMU, dados de equipamento e dados de topologia pode fornecer contexto para um alarme, e pode ser usada para associar informações ao evento que compreende o seguinte: um epicentro de perturbação; uma magnitude de perturbação; um impacto de perturbação e um espalhamento de evento.
[060] O epicentro de perturbação compreende informações sobre o tempo de detecção de um evento em conjunto com o epicentro do evento, que inclui a causa exata (por exemplo, caracterização) e localização (por exemplo, localidade) do evento, em que um evento pode ser constituído de uma ou mais perturbações. Em um evento, uma perturbação em uma localização pode resultar em uma perturbação em outra localização, e assim por diante. O módulo de monitoramento e análise de evento 505 pode não só considerar que o equipamento está fora de serviço, mas também considerar que determinado equipamento que estava inicialmente fora de serviço voltou ao serviço. A caracterização pode ter como base o estado de dispositivo bem como a alteração de situação (ativado para desativo ou desativo para ativado). O módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 pode tentar determinar uma causa e categorizar a perturbação como uma linha desativada/ativada, unidade desativada/ativada ou carga ativada/desativada, e também pode fornecer um indicador de coerência que indica a probabilidade de a perturbação ser de uma caracterização particular.
[061] Para caracterizar uma perturbação (ou determinar uma causa da perturbação, classificar a perturbação, etc.) os dados de PMU podem
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28/76 ser correlacionados com outros dados, tais como dados de SCADA, que incluem dados de topologia. PMUs monitoram o efeito de alguma coisa que aconteceu na rede elétrica (por exemplo, um alarme de perturbação de ângulo ou um alarme de perturbação de frequência). Os dados de SCADA podem fornecer informações sobre a topologia (por exemplo, dados de topologia, por exemplo, onde a unidade, a linha ou um transformador, e qual interruptor de circuito, é conectado ou envolvido), e como a topologia reagiu a uma perturbação (por exemplo, quais são as alterações topológicas que ocorreram).
[062] Quando uma alteração topológica tiver sido determinada, o módulo de monitoramento e análise de evento 505 do EDM 402 associa tal alteração topológica a um alarme de PMU (por exemplo, alarme de perturbação de ângulo ou alarme de perturbação de frequência) ou vice-versa.
[063] Como exemplo, se a perturbação for uma perturbação de unidade desativada, que resulta em uma alteração na topologia que indica que uma unidade está desativada, também deve haver um alarme de frequência com base em PMU correspondente associado à perturbação de unidade desativada (conforme mencionado acima, perturbações de linha desativada/ativada resultam tipicamente na geração de um alarme de perturbação de ângulo; perturbações de unidade desativada/ativada resultam tipicamente na geração de um alarme de perturbação de frequência; perturbações de carga desativada/ativada resultam tipicamente na geração de um alarme de perturbação de frequência). De modo semelhante, se a perturbação for uma linha desativada (por exemplo, interrupção de linha), o alarme com base em PMU correlacionado deve ser um alarme de perturbação de ângulo. Em algumas situações, um alarme de frequência pode indicar que uma linha pode estar desativada e que o interruptor conectado à linha foi aberto, mas um gerador de intercessão foi desativado. Em outros exemplos, os alarmes podem depender das altas/baixas definições que uma identidade de
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29/76 usuário (por exemplo, um operador de sistema de potência) implantou. Se um usuário não tiver configurado as definições adequadamente, alarmes podem ser gerados, mas uma correlação à topologia pode mostrar que não há nada com o que se preocupar (por exemplo, um falso positivo). Os problemas de qualidade de dados também podem resultar em falsos positivos.
[064] O módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 também podem fornecer um indicador de coerência que indica a probabilidade de a perturbação ser de uma caracterização particular. Conforme mencionado acima, dados com base em PMU podem resultar na geração de um alarme de perturbação de ângulo e também podem gerar um alarme de perturbação de frequência. Como exemplo, se um alarme de perturbação de frequência for gerado e o módulo de monitoramento e análise de evento 505 correlacionar o alarme de PMU com uma alteração na topologia que indicou que uma unidade está fora de serviço, essa correlação é muito alta devido ao fato de os desarmes de unidade de geração poderem causar um alarme de frequência. A coerência é, desse modo, indicada como alta para frequência devido ao fato de o alarme de PMU e a alteração de topologia se correlacionarem bem com uma causa (unidade desativada) e um efeito (alarme de frequência).
[065] O módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 pode considerar múltiplas situações. Como outro exemplo, se uma linha tiver sido desarmada, essa perturbação provavelmente aumentará a separação de ângulo ao longo da linha, mas não necessariamente causaria um alarme de frequência. Se um alarme de perturbação de ângulo tiver sido gerado e a alteração de topologia mostrar que uma situação da linha é que a mesma está fora de serviço, o alarme de perturbação de ângulo de PMU se correlacionada amplamente com a alteração que ocorreu, e, desse modo, a coerência para o alarme de perturbação de ângulo pode ser indicada como
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30/76 alta.
[066] Um evento também pode compreender mais que uma perturbação, em que todas as perturbações são parte de um evento. As detecções de PMU (por exemplo, medições) podem resultar na geração de alarmes e na geração contínua de alarmes para o mesmo evento. O módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 do EDM 402 pode utilizar os dados de topologia (por exemplo, a situação de equipamento, a situação de interruptor, a topologia trocada, etc.) para determinar se as perturbações são parte do mesmo evento. Se nos ciclos subsequentes a topologia não se alterar mais, independentemente de ainda receber novos alarmes, então, isso pode ser uma indicação de que as mesmas perturbações resultam a geração contínua dos alarmes (por exemplo, em oposição a perturbações diferentes associadas a um evento diferente que impacta outras localizações). A sobreposição (por exemplo, correlação, justaposição) das alterações de topologia sobre os alarmes com base em PMU pode, desse modo, ser uma foram de validar os alarmes que chegam a partir das PMUs; os alarmes com base em PMU ainda seriam gerados quando não há mais more perturbações após um período de tempo.
[067] Em outro exemplo no qual alarmes com base em PMU podem ser correlacionados pelo módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação do EDM 402, um operador de transmissão tem uma PMU em um dentre os limites de sua própria área ocupada (por exemplo, território, corredor, etc.). Se um operador de transmissão vizinho tiver tido algumas interrupções de linha, então, a responsabilidade por tais interrupções de linha não estaria sob a responsabilidade do operador de transmissão que tem a PMU, mas a detecção de PMU ainda resultaria na geração de alarmes devido ao fato de, eletricamente, a porção da rede elétrica que tem a PMU ainda ser conectada à porção vizinha da rede que tem as interrupções de linha, e a PMU
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31/76 poder medir alterações com base nas interrupções de linha fora do território. Desse modo, as detecções de PMU ainda resultariam na geração de alarmes. Mas nenhuma alteração de topologia de dados ocorreu na porção da rede na qual a PMU reside. Isso pode ser considerado como um falso positivo já que não há nada para esse operador fazer pois nenhuma perturbação alterou a parte da rede que o operador é responsável (por exemplo, o operador não tem responsabilidade ou controle sobre equipamento que está em uma área ocupada vizinha).
[068] Em outras situações, as detecções de PMU podem resultar em uma geração de um alarme, mas a alteração de topologia não se correlaciona amplamente com o alarme de PMU. Por exemplo, se um alarme com base em PMU de perturbação de frequência for gerado e a alteração de topologia mostrar que uma linha foi desativada, então, o módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 do EDM 402 pode determinar que uma linha desativada pode não necessariamente fazer com que um alarme de frequência seja gerado (mas, em vez disso, um alarme de perturbação de ângulo). Desse modo, o alarme de frequência não corresponde bem à alteração de topologia que mostra que tal linha está fora de serviço. Por outro lado, se a linha desativada tiver causado isolamento em ilha, que é uma condição na qual um gerador distribuído (DG) continua a alimentar uma localização mesmo se a potência de rede elétrica do serviço público elétrico não estiver mais presente, o módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 do EDM 402 pode buscar através dos dados disponíveis pela indicação de isolamento em ilha, devido ao fato e uma interrupção de linha com isolamento em ilha também poder fazer com que um alarme de perturbação de frequência seja gerado. Se o isolamento em ilha for determinado como presente, então, a alteração de topologia e a determinação de isolamento em ilha ainda se correlacionam bem com o alarme de perturbação de frequência,
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32/76 e, desse modo, o indicador pode ter “alta coerência para frequência. ” No entanto, se a interrupção de linha tiver ocorrido, mas nenhuma ilha tiver sido formada, então, o alarme pode ter sido um falso positivo. Uma PMU gera um alarme, mas, com base na análise adicional da topologia e de outros dados, deve ser um alarme de perturbação de ângulo, e não um alarme de frequência. Nesse caso, a coerência de alarme de frequência seria baixa. O EDM 402 pode, desse modo, considerar múltiplas situações com base em um alarme de PMU, na correlação de tal alarme com dados de topologia e na correlação adicional do alarme de PMU, dados de topologia e análise adicional de outras informações.
[069] Desse modo, a alta coerência para alarmes de frequência (e ângulo) e a baixa coerência para alarmes de frequência (e ângulo) podem ter como base a possibilidade de as medições dos alarmes se correlacionarem adequadamente com as alterações de topologia. A habilidade para o módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 do EDM 402 para analisar os dados de alarme com base em PMU e correlacionar os dados de alarme com a topologia e outros dados pode não só apontar para uma caracterização (por exemplo, causa) para uma ou mais perturbações, mas também fornece uma indicação de coerência (por exemplo, o quão forte ou provável é o alarme correlacionado com a alteração de topologia e outros dados).
[070] As informações sobre o epicentro de perturbação podem estar em um nível de granularidade que compreende informações relacionadas ao epicentro de um evento, por exemplo, o tipo de perturbação, o equipamento, o interruptor de circuito, o nome ou a designação da estação, o nível de tensão associado à estação (por exemplo, 500 kV), e o nome ou designação do nó. As informações podem ser derivadas a partir do uso de, por exemplo, dados de PMU, Dados de SCADA e dados de topologia. Conforme mencionado,
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33/76 diferenças em, por exemplo, ângulo, frequência, etc., podem informar quanto a possibilidade de haver um evento de perturbação, que pode ser uma linha desativada/ativada, unidade desativada/ativada ou carga ativada/desativada, em que cada um pode resultar em um impacto em determinados parâmetros elétricos que compreendem, por exemplo, alteração na potência real, potência reativa, frequência e tensão por unidade. As informações sincronizadas com tempo relatadas pelo 3021-n podem ser usadas para determinar qual equipamento foi impactado primeiro no tempo. As informações de topologia podem ser usadas para determinar a possibilidade de outros equipamentos (incluindo em outras estações ou nós) conectados ao equipamento que foi impactado primeiro no tempo também terem experimentado uma perturbação. Um evento pode compreender uma ou mais perturbações. O módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 pode usar informações de topologia e informações sincronizadas com tempo, para determinar que diversos equipamentos conectados juntos sofreram uma perturbação e que um equipamento foi impactado primeiro e, após isso, um segundo equipamento conectado ao primeiro sofreu uma perturbação em seguida, após isso, um terceiro equipamento conectado ao segundo. Realizando-se essas determinações, um epicentro - a fonte do evento - pode ser determinado.
[071] Embora um evento possa compreender diversas perturbações, também pode ser o caso em que mais que um evento tenha ocorrido. Em uma situação exemplificativa, pode ser que os dados mostrem que um evento ocorreu envolvendo, por exemplo, 5 peças de equipamento em 5 nós diferentes, enquanto outro evento envolveu outras 8 peças de equipamento em outros 8 nós. Os alarmes com base em PMU e informações de topologia podem ser usados para determinar que as primeiras 5 peças de equipamento são conectadas umas às outras, mas que as mesmas não são conectadas às outras 8 peças de equipamento impactadas por um segundo
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34/76 evento de perturbação. Os dados de sincronização de tempo podem ser usados para determinar qual dentre as primeiras 5 peças de equipamento foi a primeira a experimentar a primeira perturbação, e também qual dentre as segundas 8 peças foi a primeira a experimentar a segunda perturbação, desse modo, apontando para o epicentro de cada evento.
[072] Além de determinar a caracterização de uma perturbação, a localização de uma perturbação e o epicentro de uma perturbação, o módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 também pode ser operável para fornecer uma magnitude de perturbação para cada perturbação. No ponto de cada perturbação, durante a transição do estado de préperturbação para o estado de pós-perturbação, as informações de magnitude de perturbação que compreende informações sobre a alteração nos parâmetros elétricos (por exemplo - alteração em potência real, alteração em potência reativa e alteração em tensão) podem ser determinadas pelo módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505. As informações de magnitude podem se servir para o epicentro de perturbação, por exemplo. As informações de magnitude também podem servir para a localização de PMU mais impactada, por exemplo.
[073] O módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 também pode ser operável para determinar as informações de impacto de perturbação, que podem compreender informações sobre o impacto do evento de perturbação em localizações-chave pré-especificadas e medidas no sistema que usam uma medição de fator de impacto de perturbação (DIF), que pode ser uma função da alteração em potência, tensão, potência real, potência reativa e tensão, ou algum outro parâmetro (por exemplo, parâmetro elétrico, parâmetro personalizado, etc.) com referência ao ponto de perturbação. A DIF reflete o impacto de cada perturbação em um evento em uma localização de PMU (com base em ponderações definidas de usuário e
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35/76 alterações de regime permanente nos parâmetros de sistema de potência durante a perturbação), e pode ser derivada, por exemplo, com o uso da
DIFj υτυηιπίο i d* PMU = w.
JQeuirtiiinie i a*PML úQíi irT-imwiií itft Ptrcurfei«o + W, âv.
4Vj
ÉTírrÀioíútóiilt PMU
UTuntBU I dt Pt π urine equação exemplificativa abaixo:
[074] Nessa equação, o DlFBarramento >de p?riu é o fator de impacto de perturbação associado a uma PMU particular. O mesmo é calculado, por exemplo, multiplicando-se o fator de ponderação W1 multiplicado contra a alteração em potência real da PMU através da alteração em potência real da localização de perturbação, adicionado a um fator de ponderação W2 multiplicado contra uma alteração em qualidade Q na PMU ao longo da alteração em qualidade na perturbação localização, adicionado ao fator de ponderação W3 multiplicado contra uma alteração em tensão na PMU ao longo da alteração em tensão da localização de perturbação. Cada um dentre os fatores de ponderação W1, W2 e W3 pode ser definido (por exemplo, definido por um operador de sistemas de potência). Novamente, outros fatores podem ser considerados ao calcular um fator de impacto de perturbação, que podem depender da escolha ou do projeto do comprador ou usuário.
[075] O módulo de monitoramento e análise de evento de perturbação 505 também pode ser operável para determinar as informações de espalhamento de evento. As informações de espalhamento de evento podem compreender informações sobre o espalhamento ou escopo do evento (por exemplo, a possibilidade de o evento ser um evento local ou um evento de área ampla). Um evento local pode ser um evento em que apenas uma localização (por exemplo, uma subestação) é impactada, enquanto que um evento de espalhamento amplo pode ser um evento no qual múltiplas localizações foram impactadas. As informações de espalhamento também podem incluir informações quanto a possibilidade de o evento envolver tipos diferentes de
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36/76 equipamento (por exemplo, simultaneamente uma linha e uma carga, etc.).
[076] Ainda em referência à Figura 4, sempre que um novo evento (que compreende uma ou mais perturbações) ocorrer, cada nova perturbação é anexada (por exemplo, anexada pelo módulo de arquivamento de histórico 510) ao arquivo de histórico de evento de uma maneira cronológica, o que pode permitir que uma análise após evento seja realizada. As informações arquivadas para cada perturbação podem ser conforme o seguinte: tempo de detecção de evento; correlação de perturbações topológicas de sistema no evento com alarmes com base em PMU; tipo de perturbação, localização e magnitude; localização mais impactada (dentre a lista pré-especificada de localizações-chave) devido à perturbação.
[077] Ainda em referência à Figura 5, o módulo de estatísticas 515 pode manter informações estatísticas diferentes em um nível de evento bem como em um nível de perturbação. Isso podem fornecer uma boa ideia do padrão de perturbações no sistema, que por sua vez pode ajudar com o planejamento com base em probabilidade de evento.
[078] Ainda em referência à Figura 5, um módulo de relatório 520 pode ser operável para registrar todas as informações que pertencem a todos os eventos de perturbação e seus dados estatísticos relacionadas (por exemplo, em um formato de valores separados por vírgula (CSV)). O módulo de relatório 520 pode atualizar o relatório sempre que um novo evento de perturbação for detectado e analisado. O relatório pode ser exibido em uma diversidade de formatos, inclui on-line ou através de uma planilha de Excel, em que cada coluna pode ter cabeçalhos que compreendem: Hora de Evento, Tipo de Alarme de PMU (por exemplo, frequência, ângulo), Coerência de Topologia de Alarme (Alta/Baixa), Estação Perturbada, ID de Equipamento de Perturbação, Interruptor de Circuito de Perturbação, Diferença em potência Real, Diferença em potência reativa, diferença em tensão por unidade, estação
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37/76 de PMU, nível de tensão de PMU, nó de PMU, ID de PMU, etc. Em que exemplos de cada um dentre esses elementos de dados corresponde à cabeçalhos que aparecem em parte das Figuras de interface de usuário abaixo.
[079] Nas realizações exemplificativas, o componente de EDM 402, ou um ou mais dentre seus módulos, pode ser associado a um ou mais outros sistemas, tais como, por exemplo, um sistema de gerenciamento de energia (EMS) para o sistema de rede elétrica. Por exemplo, o componente de EDM 402 pode ser um módulo de um EMS, ou pode ser um aplicativo que se comunica com módulos de um EMS. Como outro exemplo, o componente de EDM 402 pode ser um aplicativo, ou módulo, associado a um sistema de WAMS.
[080] A Figura 6 é um fluxograma que retrata realizações exemplificativas de operações que podem ser realizadas pelo componente de EDM 402. Conforme mencionado acima, o componente de EDM 402 pode compreender memória para armazenar componentes e instruções executáveis por computador. O componente de EDM 402 pode compreender adicionalmente um processador para facilitar operação das instruções (por exemplo, componentes e instruções executáveis por computador).
[081] As operações podem começar na etapa 605. Na etapa 610, o componente de EDM 402 pode ler uma variedade de dados. Por exemplo, o componente de EDM 402 pode ler dados de evento, dados de equipamento e dados de topologia, que podem ser com base em PMU ou com base em SCADA, por exemplo. Os dados de evento, dados de equipamento e dados de topologia podem ser lidos a partir de, por exemplo, um repositório (por exemplo, repositório 415) acessível pelo componente de EDM 402, direta ou indiretamente. Como exemplo de modo indireto, os dados podem ser recuperados pelo componente de SCADA 408 e PDCs 412 (conforme indicado pelas linhas tracejadas na Figura 4) ou outros dispositivos e aplicativos (por
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38/76 exemplo, um EMS). Os dados de evento, dados de equipamento e dados de topologia podem compreender, por exemplo, quando e onde um alarme de perturbação de ângulo ou frequência foi gerado, conexão de dispositivo, estado e dados de situação, informações de unidade/linha/carga, informações de localização (por exemplo, a estação, o nível de tensão da estação, número de nó etc.
[082] Ainda em referência à Figura 6, o EDM na etapa 615 pode realizar uma correlação de tempo de dados de evento, dados de equipamento e dados de topologia, que podem acarretar, por exemplo, a determinação da possibilidade de um alarme de PMU corresponder a uma mudança em topologia (por exemplo, uma mudança de topologia), em uma hora particular ou intervalo.
[083] Em 620, uma determinação pode ser feita, com base na correlação, quanto à possibilidade de haver uma perturbação de sistema válida. Conforme mencionado acima, em alguns casos, medições de PMU podem resultar na geração continuada de alarmes para o mesmo evento. Alternativamente, conforme mencionado acima, em alguns casos, um alarme de PMU não se correlaciona a qualquer mudança em topologia (o que pode indicar um falso positivo). Como outro exemplo, os alarmes de PMU podem ser gerados fora da região de responsabilidade de um operador. Caso não haja perturbação de sistema válida, as operações podem prosseguir para a etapa 610 em que o EDM 402 continua para monitorar e analisar constantemente novos dados.
[084] Caso haja uma perturbação de sistema válida, na etapa 625, o EDM 402 pode detectar uma causa (por exemplo, caracterizar a perturbação) e a localização das perturbações de sistema. Como exemplo, o EDM 402 pode ler dados para determinar a hora da perturbação, o equipamento envolvido com a perturbação e a mudança em topologia da
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39/76 perturbação (por exemplo, uma linha desativada na estação CANADA 8, o nó 3, uma subestação de 500 KV). Em seguida, o EDM 402 pode analisar a relação “causa e efeito” do evento, conforme descrito acima com relação à Figura 5 (por exemplo, o EDM 402 pode determinar a possibilidade de uma linha desativada em uma hora particular corresponder a um alarme de diferença de ângulo com base em PMU e atribuir um nível de coerência (alto, baixo) a esse alarme que indica o grau, ou probabilidade, de correlação que, por exemplo, o alarme de diferença de ângulo foi causado pela perturbação de linha desativada. Adicionalmente, conforme mencionado acima com relação à Figura 5, um epicentro de perturbação pode ser determinado pelo EDM 402. Adicionalmente, uma magnitude de perturbação que inclui informações sobre a mudança nos parâmetros elétricos (por exemplo, mudança em potência real, mudança em potência reativa e mudança em tensão) no ponto de perturbação durante a transição do estado de pré-perturbação para o estado após perturbação, pode ser determinada pelo EDM 402.
[085] Na etapa 635, o EDM 402 pode determinar o impacto da perturbação e computar um fator de impacto de perturbação (DIF) para cada perturbação localização, que também inclui o epicentro de perturbação e a localização mais impactada. O impacto de perturbação pode incluir informações sobre o impacto do evento de perturbação nas localizações-chave pré-especificadas e medidas no sistema com o uso do DIF, uma equação exemplificativa para o mesmo é descrita com relação à Figura 6. O DIF reflete o impacto de cada perturbação em um evento e uma localização de PMU (com base em usuário pesos e mudanças de regime permanente definidos por usuários nos parâmetros de sistema de potência durante a perturbação).
[086] Na etapa 640, o EDM 402 pode arquivar os detalhes históricos de perturbações de sistema para análise após evento. Os detalhes históricos podem ser armazenados, por exemplo, no repositório 415 e pode ser
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40/76 recuperado para exibição (por exemplo, a Figura 10). Na etapa 645, dados estatísticos diferentes com relação a eventos e perturbações podem ser computados. Os dados estatísticos podem ser armazenados, por exemplo, no repositório 415 e recuperados para exibição (por exemplo, Figura 11).
[087] Na etapa 650, as operações de EDM 402 podem compreender uma etapa na qual relatórios automatizados são criados e atualizados em conformidade. Conforme mencionado acima com relação à Figura 5, os dados associados ao relatório podem ser armazenados no formato de CSV, e o relatório pode ser exibido on-line, por meio de uma planilha do Excel etc. O módulo de relatório 520 pode atualizar o relatório sempre que um novo evento de perturbação é detectado e analisado.
[088] As operações podem prosseguir para a etapa 610 em que mais dados de evento, de equipamento e de dados de topologia são lidos, de modo que o EDM 403 possa continuar a receber novos dados e atualizar a análise do mesmo.
[089] As Figuras 7 a 11 ilustram interfaces de usuário gráficas (GUIs) em conformidade com realizações exemplificativas da revelação da matéria. Por exemplo, a interface de usuário gráfica 700 pode ser gerada pelo componente de gerenciamento aprimorado de perturbação ou associada ao mesmo (por exemplo, o componente de EDM 402). Além disso, as interfaces de usuário gráficas podem ser associadas a um visor de um dispositivo (por exemplo, um dispositivo de computação). Um dispositivo associada à interface de usuário gráfica 700 pode compreender, por exemplo, um computador, um computador do tipo laptop, um dispositivo móvel, um dispositivo portátil, um telefone celular (por exemplo, um telefone inteligente), um dispositivo do tipo tablet, um monitor interativo, outro tipo de dispositivo com capacidade para exibir ou apresentar uma interface de usuário gráfica etc. As interfaces de usuário gráficas podem fornecer várias informações associadas a um
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41/76 componente de EDM 402.
[090] A Figura 7 ilustra uma GUI que mostra uma GUI de detecção de evento em tempo real 700 cuja geração foi facilitada, por exemplo, pelo componente de EDM 402. A GUI 700 pode compreender o visor 705 da última hora que o componente de EDM 402 foi colocado em funcionamento (por exemplo, executado). No exemplo mostrado, o visor 705 mostra que o EDM esteve operacional por último em uma hora de início de 26 de dezembro 2014 10:04:48 e uma hora de término de 26 de dezembro 2014 10:04:48. A GUI 700 também pode exibir em uma área uma detecção de evento em tempo real 710 pelo componente de EDM 402. No exemplo mostrado, a detecção de evento em tempo real 710 é aquela de um alarme de PMU que foi detectado. O alarme de PMU pode ter sido acionado por várias razões, o que resulta em uma mudança na frequência, ângulo de fase etc. que foi significativa o suficiente para ter acionado um alarme (o limiar de diferença para o alarme pode ser definido). O alarme pode ter sido causado, por exemplo, por um registro de falha, de evento ou de manutenção (por exemplo, linha ativada/desativada, unidade ativada/desativada, carga ativada/desativada). Conforme mostrado na Figura 7, outros eventos em tempo real detectados pelo componente de EDM 402 podem ser uma mudança em topologia (em que o alarme de topologia pode ter sido gerado a partir de um SCADA/EMS). Caso sejam detectados tanto um alarme de PMU quanto um alarme de mudança de topologia, o indicador de “detecção de novo evento” pode ser preenchido, o que indica que um alarme de PMU também se correlacionou com uma mudança de topologia, e desse modo, probabilidade de que um evento (que compreende uma ou mais perturbações) ocorreu. A GUI 700 também pode exibir a última hora em que um evento foi detectado. No exemplo mostrado, a última hora em que um evento foi detectado foi 26 de dezembro de 2014 às 10:04:00. Nas realizações exemplificativas, a GUI 700 também pode exibir a
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42/76 última hora em que as fontes de dados usadas pelo componente de EDM 402 foram atualizadas 715, em que as fontes de dados podem ser, por exemplo, dados com base em PMU ou dados com base em SCADA. No exemplo mostrado na Figura 7, tanto os dados de PMU quantos os dados de SCADA foram atualizados em 26 de dezembro 2014 às 10:04:48. O fornecimento de uma indicação das horas nas quais os dados usados pelo componente de EDM 402 foram atualizados pela última vez pode fazer com que uma identidade de usuário do componente de EDM saiba se os dados que são exibidos se basearam em dados recentes (ou, do contrário, desatualizados). A GUI 700 pode exibir também um sumário da estatística de evento registrada pelo componente de EDM 402. No exemplo mostrado, o número total de eventos detectado foi 239, o número total de perturbações de carga ativada e desativada (por exemplo, perturbações com base na possibilidade de uma perda ou restauração de carga), perturbações de unidade ativada e desativada detectadas (por exemplo, a possibilidade de uma unidade estar em ou fora de serviço) e o número de perturbações de linhas ativadas e desativadas detectadas (por exemplo, desarmes de linha), desse modo, fornecendo um breve sumário de algumas das perturbações encontradas pelo componente de EDM 402.
[091] A Figura 8 lustra uma GUI que mostra uma GUI de último evento 800 que pode exibir informações em relação à detecção e descrição do último evento. A GUI de último evento 800 poder ser apresentada quando uma identidade de usuário clica (ou seleciona) a aba de último evento 805. A GUI 800 pode exibir a última hora em que as fontes de dados (por exemplo, dados de medição com base em PMU, dados de medição de SCADA) usadas pelo componente de EDM 402 foram atualizadas 810. A GUI de último evento 800 pode compreender uma seção de sumário de evento 815. A seção de sumário de evento 815 pode exibir uma hora de detecção de início de evento 820.
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Conforme mostrado no exemplo na Figura, a hora de início de evento é 26 de dezembro 2014 10:04:00, o que marca a hora em que a primeira perturbação associada ao evento ocorreu. A seção de sumário de evento 815 também pode compreender um indicador de espalhamento de evento 825, o que indica a possibilidade de o evento ser local ou de espalhamento amplo. Um evento local pode ser caraterizado como um evento que compreende perturbações que impactam uma localização (por exemplo, uma subestação), ao passo que um evento de espalhamento amplo pode ser um evento que tem perturbações para muitas localizações (por exemplo, muitas subestações). O limiar para a possibilidade de um evento ser local ou de área ampla pode variar, dependendo da maneira em que os operadores definiram o limiar. A seção de sumário de evento 815 pode compreender uma subseção de caracterização de evento 830, na qual o número de linhas, unidades desativadas ou cargas desativadas pode ser exibido; o número de linhas, unidades ativadas e cargas conectadas também pode ser exibido na subseção de caracterização de evento 830. Na GUI exemplificativa mostrada, apenas uma perturbação de linha está associada ao evento, e a mesma é uma perturbação de linha desativada. A seção de sumário de evento 815 também pode conter informações que indicam o alarme de PMU e a coerência de topologia para o evento 835. No presente contexto, no exemplo mostrado, o alarme de PMU e a coerência de topologia para o evento é mostrado como “Alto para o Tipo de Alarme de Perturbação: Frequência”, o que indica que o alarme de PMU é um alarme de perturbação de frequência, e essa mudança de topologia (por exemplo, linha desativada) e análise adicional (por exemplo, determinação de isolamento em ilha), correspondem satisfatoriamente àquela do alarme de perturbação de frequência. A seção de sumário de evento 815 também pode ter um indicador de tempo de detecção de término de evento 840, p que pode indicar quando a hora de do evento terminou. No presente documento, no exemplo mostrado na
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Figura 8, a hora detecção de término de evento é indicada como 26 de dezembro 2014 às 10:04:04.
[092] Ainda em referência à Figura 8, o GUI de último evento 800 pode ter uma seção de descrição de evento 845. A seção de descrição de evento 845 pode compreender informações do epicentro de perturbação 850. As informações do epicentro de perturbação 850 podem compreender informações, tais como, por exemplo, o tipo de perturbação no epicentro (por exemplo, “Linha Desativada”), a estação (por exemplo, Canada8), o nível de tensão associado à estação (por exemplo, 500 KV), o número de nó (por exemplo, nó 123), o número de ID de equipamento (por exemplo, ID de Equipamento: 7_10_1), a mudança em potência (por exemplo, ÁMW, 1488,94), a mudança em potência reativa (ÁMVAR 458,38) e a mudança em tensão por unidade (por exemplo, ÁV p.u. 0,0931). A seção de descrição de evento 845 também pode compreender informações da localização de PMU mais impactada 855. As informações da localização de PMU mais impactada 855 podem compreender informações, tais como, por exemplo, a estação da localização de PMU mais impactada (por exemplo, Canada8), o nível de tensão associados à estação (por exemplo, 500 KV), o número de nó (por exemplo, nó 123), o número de ID de PMU (por exemplo, PMU ID: BRN-7_10_1), a mudança na potência (por exemplo, ÁMW, -1488,94), a mudança na potência reativa (ÁMVAR 458,38) e mudança a tensão por unidade (por exemplo, ÁV p.u. 0,0931). A seção de descrição de evento 845 pode compreender também um enlace selecionável que pode causar a exibição das informações para todas as localizações de PMU impactadas pelo evento, não apenas a localização de PMU mais impactada.
[093] No exemplo mostrado na Figura 8, apenas uma perturbação foi detectada. No entanto, um evento de perturbação pode ser compreendido de múltiplas perturbações. Caso tenha havido mais que uma
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45/76 perturbação correspondente ao evento, mais perturbações aparecerão na seção de sumário de evento (talvez outra perturbação de linha, unidade ou de carga será indicada) e também sob a descrição de evento 845, mais que uma fileira aparecerá, em que cada fileira corresponderá a uma perturbação em relação ao último evento. Pode haver interruptores diferentes associados às perturbações diferentes do mesmo evento (por exemplo, o último evento), então, todos aqueles IDs de interruptor diferentes podem ser mostrados em cada fileira.
[094] A Figura 9 ilustra uma GUI que mostra um impacto de perturbação na GUI de localizações de PMU 900. A GUI 900 pode exibir uma seção que mostra a última hora em que as fontes de dados (por exemplo, dados de medição de PMU, dados de medição de SCADA) usados pelo componente de EDM 402 foram atualizadas 905. A GUI 900 pode ter outra seção que mostra o impacto de perturbação nas localizações de PMU 910. As informações mostradas no impacto de perturbação na seção de localizações de PMU 910 podem compreender um gráfico. O gráfico pode mostrar, por exemplo, a localização de PMU 915 para cada localização de PMU impactada pela perturbação (ou perturbações) de evento, em que os dados de localização de PMU exibida 915 podem compreender uma identificação da estação (por exemplo, Canada8), o nível de tensão associado à estação (por exemplo, 500 KV) e o número de nó (por exemplo, Nó 123). O impacto de perturbação na seção de localizações de PMU 910 também pode exibir o número de ID de PMU 920 (por exemplo, BRN-7_10_1, BRN-10_82_1 etc.), e o fator de impacto de perturbação para cada localização de PMU impactado (por exemplo, 100%, 64,7% etc.). O impacto de perturbação na seção de localizações de PMU 910 também pode exibir dados de PMU durante a perturbação, o que pode incluir, por exemplo, a mudança em potência (por exemplo, ÁMW, -1488,94), a mudança em potência reativa (ÁMVAR 458,38), a mudança e tensão por
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46/76 unidade (por exemplo, AV p.u. 0,0931), a tensão por unidade (por exemplo, V p.u.) a frequência. Cada uma das medições (e mudança em medições) dos dados de PMU durante a perturbação 930 pode ser classificável. Por exemplo, um usuário pode selecionar ou clicar em um formato triangular para classificar cada medição (e mudança em medição) em ordem crescente ou decrescente. Além das medições mencionadas acima (e mudança nas medições), os dados de PMU durante a perturbação 930 também podem ser compreendidos de um indicador de qualidade de dados. Conforme mencionado acima, problemas de qualidade de dados podem causar erros como, por exemplo, falsos positivos.
[095] A Figura 10 ilustra uma GUI que mostra uma GUI de histórico de evento 1000 que mostra um registro histórico de todas as perturbações associadas a um evento. Cada perturbação pode ser classificável, por exemplo, a ordem cronológica. A GUI de histórico de evento 1000 pode ser usada para análise após evento. A GUI de descrição e detecção de último evento 1000 pode ser apresentada quando uma identidade de usuário clica (ou seleciona) na aba de último evento 1005. A GUI 1000 pode exibir uma seção que mostra a última hora em que as fontes de dados (por exemplo, dados de medição de PMU, dados de medição de SCADA) usados pelo componente de EDM 402 foram atualizadas 1010. A GUI de histórico de evento 1000 pode compreender uma seção de histórico de evento 1015. Nas realizações exemplificativas, sob a seção de histórico de evento 1015, o tempo de detecção de evento e tipo de alarme de PMU 1020 podem ser exibidos. Conforme mostrado na Figura 10, a primeira entrada tem uma hora de detecção de evento de 26 de dezembro 2014 às 10:04:00, e o tipo de alarme estava relacionado à frequência.
[096] Ainda em referência à Figura 10, a seção de histórico de evento 1015 também pode exibir informações de perturbação para uma entrada. Conforme mostrado na primeira entrada da seção de histórico de
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47/76 evento 1015 da Figura 8, as informações de perturbação podem compreender, por exemplo, o tipo de perturbação (por exemplo, “Linha Desativada”), a estação (por exemplo, Canada8), o nível de tensão associado à estação (por exemplo, 500 KV), o número de nó (por exemplo, nó 123), o número de ID de equipamento (por exemplo, ID de equipamento: 7_10_1), o número de ID de interruptor de circuito (CB) (por exemplo, ID de CB: 7_10_1), a mudança em potência (por exemplo, ÁMW, -1488,94), a mudança em potência reativa (ÁMVAR 458,38) e a mudança em tensão por unidade (por exemplo, ÁV p.u. 0,0931). A localização de PMU mais impactada 1030 também é exibida para uma entrada. Por exemplo, a primeira entrada mostrada na Figura 10, a localização de PMU mais impactada 1030 pode compreender a estação (por exemplo, Canada8), o nível de tensão associado à estação (por exemplo, 500 KV), o número de nó (por exemplo, nó 123) e o número de ID de PMU 920 (por exemplo, BRN-7_10_1).
[097] A Figura 11 ilustra um exemplo de uma GUI de estatística e sumário de evento 1100, que pode fornecer uma visão geral histórica de estatística de caracterização de evento e de perturbação. A GUI de estatística e sumário de evento 1100 pode ser apresentada quando uma identidade de usuário clica na (ou seleciona) aba de sumário e estatística de evento 1105. A GUI de estatística e sumário de evento1100 pode exibir uma seção que mostra a última hora que as fontes de dados (por exemplo, dados de medição de PMU, dados de medição de SCADA) usadas pelo componente de EDM 402 foram atualizadas 1110. A GUI de estatística e sumário de evento 1100 pode exibir uma contagem de evento total 1115 que mostra o número total de eventos que foram detectados pelo componente de EDM 402. No exemplo mostrado na Figura 11, a contagem de evento total 115 mostra que 239 eventos foram contados.
[098] A GUI de estatística e sumário de evento 1100 pode exibir
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48/76 uma seção de sumário de caracterização de evento 1120, que pode exibir sumário de caracterização de evento para os últimos N eventos, em que N é algum número indicado (no exemplo mostrado na Figura 11, N é 10). Nas realizações exemplificativas, conforme mostrado na Figura 11, um usuário pode selecionar o número de eventos listados na seção de sumário de caracterização de evento 1120. Em algumas realizações exemplificativas, um usuário pode selecionar uma faixa de eventos (por exemplo, os últimos 10 a 20 eventos) a serem exibidos. A seção de sumário de caracterização de evento pode ser disposta em um arranho no qual cada evento pode ser listado, por exemplo cronologicamente, pela hora do evento (por exemplo, “26-dec-2014 05:01:48, 26-dec-2014 03:34:24, 26-dec-2014 03:35:16, etc.). Para cada evento, pode haver uma indicação do número de cada tipo de perturbação associada a esse evento. Por exemplo, com referência à Figura 10, para o evento na dados e hora 26-dec-2014 05:01:48, uma identidade de usuário pode visualizar que não houve perturbações de “Carga Ativada/Desativada” associadas ao evento, não houve perturbações de “Unidade Ativada/Desativada” associadas ao evento e 1 perturbação de “Linha Ativada/Desativada” associadas ao evento. Como outro exemplo, o evento de 26-dec-2014 03:40:04 também não teve perturbações de “Carga
Ativada/Desativada” e “Unidade Ativada/Desativada” associadas ao evento, porém, teve 2 perturbações de “Linha Ativada/Desativada” associadas ao evento. Como outro exemplo, o evento de 26-dec-2014 03:46:48 não teve perturbações de Carga Ativada/Desativada e perturbações de Linha Ativada/Desativada, porém, teve 1 perturbação de unidade Ativada/Desativada associada ao evento. Desse modo, uma identidade de usuário que visualiza a seção de sumário de evento 1120 pode visualizar cada evento e o número e o tipo de perturbação associado ao evento.
[099] Ainda em referência à Figura 11, a GUI de estatística e
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49/76 sumário de evento 1100 também pode compreender uma seção de estatística de caracterização de evento geral 1125. A estatística de caracterização de evento geral pode ilustrar gráficos em relação à estatística de qualquer maneira, por exemplo, um gráfico de pizza ou um gráfico de barras. Conforme mostrado na Figura 11, por exemplo, é mostrado um gráfico de barras que compreende várias informações que compreende, por exemplo, o número total de eventos (por exemplo, 239), uma barra que representa o número de eventos nos quais múltiplos equipamentos são impactados pelos eventos, um número de eventos no qual múltiplos equipamentos são impactados (por exemplo, 22) e a porcentagem de eventos nos quais múltiplos equipamentos são impactados (por exemplo, 9.2%). O gráfico de barras também mostra uma barra que representa o número de eventos nos quais apenas uma única peça de equipamento é impactada pelos eventos, um número de eventos no qual um único equipamento é impactado (por exemplo, 217) e a porcentagem de eventos no qual um único single equipamento é impactado (por exemplo, 90,8%). A seção de estatística de caracterização de evento geral 1125 também pode compreender um segundo gráfico, que pode ser um gráfico de barras, que exibe várias informações em relação ao espalhamento dos eventos. O segundo gráfico de barras pode compreender, por exemplo, o número total de eventos (por exemplo, 239), uma barra que representa o número de eventos de área ampla, um número de eventos de área ampla (por exemplo, 6) e a porcentagem de eventos que são eventos de área ampla (por exemplo, 9,2%). O segundo gráfico de barras também pode compreender uma barra que representa o número de eventos locais, um número de eventos locais (por exemplo, 233) e a porcentagem de eventos que são eventos de área local (por exemplo, 97.5%). Esses dois gráficos de barra podem fornecer uma identidade de usuário que visualiza gráficos com alguma ideia do escopo dos eventos em total.
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50/76 [0100] Ainda em referência à Figura 11, a GUI de estatística e de sumário de evento 1100 pode compreender uma seção de estatística de caracterização de perturbação geral 1130, que pode apresentar informações em relação a cargas desativadas/conectadas, unidades e linhas desativada/ativada em termos de números, potência (MW) e potência reativa (MVAR). A estatística de caracterização de evento geral pode ilustrar gráficos em relação à estatística de qualquer maneira, por exemplo, um gráfico de pizza ou um gráfico de barras.
[0101] Nas realizações exemplificativas, a seção de estatística de caracterização de perturbação geral 1130 pode exibir um primeiro gráfico de barras exemplificativo que mostra o número total de perturbações de cargas, unidades e linhas desativadas (por exemplo, 139). O primeiro gráfico de barras pode exibir uma barra que representa o número de perturbações de cargas desativadas, um número de perturbações de cargas desativadas, (por exemplo, 22) e uma porcentagem (por exemplo, 15,8%) do total que o número de perturbações de cargas desativadas compreende. O primeiro gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa o número de perturbações de unidades desativadas, um número de perturbações de unidades desativadas, (por exemplo, 33) e uma porcentagem (por exemplo, 23,7%) do total que o número de perturbações de unidades desativadas compreende. O primeiro gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa o número de perturbações de linha desativada, um número de perturbações de linha desativada, (por exemplo, 84) e uma porcentagem (por exemplo, 60,4%) do total que o número de perturbações de linha desativada compreende.
[0102] Ainda em referência à Figura 11, nas realizações exemplificativas, a seção de estatística de caracterização de perturbação geral 1130 pode exibir um segundo gráfico de barras exemplificativo que mostra o número total de perturbações de cargas conectadas, de unidades e de linhas
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51/76 ativadas (por exemplo, 118). O segundo gráfico de barras pode exibir uma barra que representa o número de perturbações de cargas conectadas, um número de perturbações de cargas conectadas, (por exemplo, 20) e uma porcentagem (por exemplo, 16,9%) do total que o número de perturbações de carga desativada compreendem. O segundo gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa o número de perturbações de unidades ativadas, um número de perturbações de unidades ativadas, (por exemplo, 27) e uma porcentagem (por exemplo, 22,9%) do total que o número de perturbações de unidades ativadas compreende. O segundo gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa o número de perturbações de linhas ativadas, um número de perturbações de linhas ativadas, (por exemplo, 71) e uma porcentagem (por exemplo, 60.2%) do total que o número de perturbações de linhas ativadas compreende.
[0103] Ainda em referência à Figura 11, nas realizações exemplificativas, a seção de estatística de caracterização de perturbação geral 1130 pode exibir um terceiro gráfico de barras exemplificativo que mostra a quantidade total de potência (em MW) impactada por perturbações de cargas desativadas, de unidades de linhas desativada (por exemplo, 53816). O terceiro gráfico de barras pode exibir uma barra que representa a potência impactada de perturbações de cargas desativadas, uma quantidade numérica de potência correspondente às perturbações de cargas desativadas, (por exemplo, 2.251 MW) e uma porcentagem (por exemplo, 4,2%) da quantidade total da potência impactada que as perturbações de cargas desativadas compreendem. O terceiro gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa a potência impactada de perturbações de unidades desativadas, uma quantidade numérica de potência correspondente às perturbações de unidades desativadas, (por exemplo, 1.022 MW) e uma porcentagem (por exemplo, 1,9%) da quantidade total de potência impactada que as
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52/76 perturbações de unidades desativadas compreendem. O terceiro gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa a potência impactada de perturbações de linha desativada, uma quantidade numérica de potência correspondente às perturbações de linha desativada, (por exemplo, 50542 MW) e uma porcentagem (por exemplo, 93,9%) da quantidade total de potência impactada que as perturbações de linha desativada compreendem.
[0104] Ainda em referência à Figura 11, nas realizações exemplificativas, a seção de estatística de caracterização de perturbação geral 1130 pode exibir um quarto gráfico de barras exemplificativo que mostra a quantidade total de potência (em MW) impactada por perturbações de cargas conectadas, de unidades e de linhas ativadas (por exemplo, 41.255 MW). O quarto gráfico de barras pode exibir uma barra que representa a potência impactada de perturbações de cargas conectadas, uma quantidade numérica de potência correspondente às perturbações de cargas conectadas, (por exemplo, 1.494 MW) e uma porcentagem (por exemplo, 3,6%) da quantidade total de potência impactada que as perturbações de cargas conectadas compreendem. O quarto gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa a potência impactada de perturbações de unidades ativadas, a quantidade numérica de potência correspondente às perturbações de unidades ativadas, (por exemplo, 140 MW) e uma porcentagem (por exemplo, 0,3%) da quantidade total de potência impactada que as perturbações de unidades ativadas compreendem. O quarto gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa a potência impactada de perturbações de linhas ativadas, uma quantidade numérica de potência correspondente às perturbações de linhas ativadas, (por exemplo, 39.622 MW) e uma porcentagem (por exemplo, 96,0%) da quantidade total de potência impactada que as perturbações de linhas ativadas compreendem.
[0105] Ainda em referência à Figura 11, nas realizações
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53/76 exemplificativas, a seção de estatística de caracterização de perturbação geral 1130 pode exibir um quinto gráfico de barras exemplificativo que mostra a quantidade total de potência reativa (em MVAR) impactada por perturbações de cargas conectadas, de unidades e linhas desativada (por exemplo, 14.694). O quinto gráfico de barras pode exibir uma barra que representa a potência reativa impactada de perturbações de cargas desativadas, uma quantidade numérica de potência reativa correspondente às perturbações de cargas desativadas, (por exemplo, 368 MVAR) e uma porcentagem (por exemplo, 2,5%) da quantidade total de potência reativa impactada que as perturbações de cargas desativadas compreendem. O quinto gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa a potência reativa impactada de perturbações de unidades desativadas, uma quantidade numérica de potência reativa correspondente às perturbações de unidades desativadas, (por exemplo, 3.180 MVAR) e uma porcentagem (por exemplo, 21,6%) da quantidade total de potência reativa impactada que as perturbações de unidades desativadas compreendem. O quinto gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa a potência reativa impactada de perturbações de linha desativada, uma quantidade numérica de potência reativa correspondente às perturbações de linha desativada, (por exemplo, 11.144 MVAR) e uma porcentagem (por exemplo, 75,8%) da quantidade total de potência reativa impactada que as perturbações de linha desativada compreendem.
[0106] Ainda em referência à Figura 11, nas realizações exemplificativas, a seção de estatística de caracterização de perturbação geral 1130 pode exibir um sexto gráfico de barras exemplificativo que mostra a quantidade total de potência reativa (em MVAR) impactada por perturbações de cargas conectadas, de unidades e de linhas ativadas (por exemplo, 8.280 MVAR). O sexto gráfico de barras pode exibir uma barra que representa a potência reativa impactada de perturbações de cargas conectadas, uma
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54/76 quantidade numérica de potência correspondente às perturbações de cargas conectadas, (por exemplo, 0 MVAR) e uma porcentagem (por exemplo, 0%) da quantidade total da potência reativa impactada que as perturbações de cargas conectadas compreendem. O sexto gráfico de barras também pode exibir uma barra que representa a potência reativa impactada de perturbações de unidades ativadas, uma quantidade numérica de potência reativa correspondente às perturbações de unidades ativadas, (por exemplo, 2.629 MVAR) e uma porcentagem (por exemplo, 31,8%) da quantidade total de potência reativa impactada que as perturbações de unidades ativadas compreendem. O sexto gráfico de barras pode exibir também uma barra que representa a potência reativa impactada de perturbações de linha ativada, uma quantidade numérica de potência reativa correspondente às perturbações de linha ativada, (por exemplo, 5.651 mW) e uma porcentagem (por exemplo, 68,2%) da quantidade total que as perturbações de linha desativada compreendem.
[0107] Tendo em vista o sistema (ou sistemas) exemplificativo descrito acima, o método (ou métodos) exemplificativo que pode ser implantado em conformidade com a matéria revelada pode ser mais bem observado com referência aos fluxogramas na Figura 12 a 14. A título de simplicidade de explicação, os métodos exemplificativos revelados no presente documento são apresentados e descritos como uma série de atos; no entanto, deve ser entendido e observado que a matéria reivindicada não é limitada pela ordem dos atos, uma vez que alguns atos podem ocorrer em ordens diferentes ou concomitantemente em relação àqueles mostrados e descritos no presente documento. Por exemplo, um ou mais métodos exemplificativos revelados no presente documento podem ser representados alternativamente como uma série de estados ou eventos inter-relacionados, tais como em um diagrama de estado. Ademais, o diagrama (ou diagramas) de interação pode representar
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55/76 métodos em conformidade com a matéria revelada quando entidades disparadas colocam em prática porções disparadas dos métodos. Além disso, nem todos os atos ilustrados podem ser necessários para implantar um método exemplificativo descrito em conformidade com o relatório descritivo da matéria. Mais adicionalmente, dois ou mais dentre os métodos exemplificativos revelados podem ser implantados em combinação entre si para realizar um ou mais aspectos descritos no presente documento. Deve-se observar adicionalmente que os métodos exemplificativos revelados através do relatório descritivo da matéria têm capacidade para serem armazenados em um artigo de fabricação (por exemplo, uma mídia legível por computador) para permitir o transporte e a transferência de tais métodos a computadores para execução e, consequentemente, a implantação por um processador ou para armazenamento em uma memória.
[0108] Referindo-se à Figura 12, nas realizações não limitantes (também denominadas de realizações exemplificativas), um dispositivo, que compreende um processador e uma memória que armazena instruções executáveis (por exemplo, armazenadas em uma mídia de armazenamento legível por máquina) que podem, quando executadas pelo processador, facilitam a realização de operações (por exemplo, realizam um método) ou fazem com que um dispositivo que compreende um processador realize as operações. O dispositivo pode ser, por exemplo, um dispositivo de computação que compreende o componente de EDM 402.
[0109] Na etapa 1205, as operações podem compreender obter dados de monitoramento com base em medições de fluxo de potência associados a dispositivos de medição conectados a um sistema de potência elétrica. Os dados de monitoramento podem compreender dados de alarme indicativos de uma perturbação elétrica dentro do sistema de potência elétrica e também podem compreender dados de topologia indicativos de uma topologia
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56/76 do sistema de potência elétrica. Os dispositivos de medição podem compreender um dispositivo de unidade de medição fasorial que monitora parâmetros elétricos associados ao sistema de potência elétrica. Os dados de alarme podem se referir a um alarme de perturbação de ângulo gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial de uma diferença em ângulo de fase de uma tensão associada ao sistema de potência elétrica e, mais especificamente, aos nós diferentes em um sistema de potência elétrica. Os dados de alarme podem se referir também a um alarme de perturbação de frequência gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial de uma perturbação de frequência associada ao sistema de potência elétrica ou uma diferença em frequência associada ao sistema de potência elétrica. Os dados de alarme também podem se referir a um alarme de perturbação de oscilação gerado em resposta a uma detecção de uma perturbação de oscilação associada ao sistema de potência elétrica. Os dados de alarme também podem se referir a qualquer outro parâmetro elétrico que pode ser medido, por exemplo, por uma unidade de medição fasorial. As medições de fluxo de potência podem ser obtidas repetidamente do sistema de potência elétrica. Os dados de topologia podem compreender uma situação de energização de equipamento no sistema de potência elétrica. A situação de energização pode se referir ao equipamento que é colocado fora de serviço do sistema de potência elétrica. A situação de energização também se referir ao equipamento que é colocado em serviço no sistema de potência elétrica. A perturbação elétrica pode ser uma dentre um grupo de perturbações que compreendem um evento de perturbação, e as operações podem compreender adicionalmente, determinara possibilidade de o evento de perturbação é um evento de perturbação local o qual apenas uma localização é impactada pelo evento de perturbação ou um evento de perturbação de espalhamento amplo no qual diversas localizações são
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57/76 impactadas pelo evento de perturbação. As operações podem compreender determinar uma magnitude de perturbação para cada perturbação elétrica, em que a magnitude de perturbação pode compreender informações sobre uma mudança nos parâmetros elétricos (por exemplo, mudança na potência real, mudança na potência reativa e mudança na tensão) no ponto de cada perturbação elétrica, durante a transição do estado de pré-perturbação para o estado após perturbação. As informações de magnitude de perturbação podem ser para o epicentro de perturbação, por exemplo. As informações de magnitude de perturbação também podem ser para a localização de PMU mais impactada, por exemplo.
[0110] Na etapa 1210, as operações podem compreender correlacionar os dados de alarme aos dados de topologia mudados resultantes de uma mudança nos dados de topologia.
[0111] Na etapa 1220, as operações podem compreender caracterizar a perturbação elétrica no sistema de potência elétrica com base na correlação dos dados de alarme com dados de topologia mudados.
[0112] Ainda em referência à Figura 12, as realizações exemplificativas, as operações podem compreender adicionalmente determinar um nível de coerência que representa um grau de correlação entre os dados de alarme e os dados de topologia mudados. As operações compreendem adicionalmente determinar um fator de impacto de perturbação indicativo de um impacto da perturbação elétrica em uma localização associada aos dispositivos de medição. Uma subestação elétrica, posicionada na localização, converte uma tensão de energia elétrica associada ao sistema de potência elétrica de um primeiro nível de tensão a um segundo nível de tensão.
[0113] Referindo-se à Figura 13, em realizações não limitantes (também denominadas de realizações exemplificativas), um dispositivo, que compreende um processador e uma memória que armazenam instruções
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58/76 executáveis (por exemplo, armazenadas em uma mídia de armazenamento legível por máquina) que podem, quando executadas pelo processador, facilitar a realização de operações (por exemplo, realizar um método) ou fazer com que um dispositivo que compreende um processador realize um método. O dispositivo pode ser, por exemplo, um dispositivo de computação que compreende o componente de EDM 402.
[0114] Na etapa 1305, o método pode compreender receber, por um dispositivo que compreende um processador e memória, dados de medição associados aos dispositivos de medição conectados a um sistema de potência elétrica. Os dados de medição podem compreender dados de alarme indicativos de uma perturbação elétrica dentro do sistema de potência elétrica, e os dados de medição também podem compreender dados de topologia indicativos de uma mudança em uma topologia em relação a uma disposição de equipamento no sistema de potência elétrica e uma situação de potência do equipamento.
[0115] Na etapa 1310, o método pode compreender correlacionar, pelo dispositivo, os dados de alarme à mudança na topologia.
[0116] Na etapa 1315, o método pode compreender determinar, pelo dispositivo, uma causa da perturbação elétrica no sistema de potência elétrica com base na correlação dos dados de alarme com a mudança na topologia.
[0117] Na etapa 1320, o método pode compreender determinar, pelo dispositivo, um indicador de coerência que representa o nível de correlação entre os dados de alarme e a mudança na topologia.
[0118] Na etapa 1325, o método pode compreender determinar, pelo dispositivo, um fator de impacto de perturbação que reflete um impacto da perturbação elétrica uma localização.
[0119] Ainda em referência à Figura 13, os dispositivos de
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59/76 medição podem compreender um dispositivo de unidade de medição fasorial que monitora parâmetros elétricos associados ao sistema de potência elétrica. Os dispositivos de medição também podem compreender um sensor de tensão que mede uma tensão associada ao equipamento. Os dispositivos de medição também podem compreender um sensor de corrente que mede uma corrente associada ao equipamento. Os dados de alarme podem se referir a um alarme de perturbação de ângulo gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial e uma diferença em ângulo de fase de uma tensão associada ao sistema de potência elétrica e, mais especificamente, aos nós diferentes em um sistema de potência elétrica. Os dados de alarme podem se referir também a um alarme de perturbação de frequência gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial de uma perturbação de frequência associada ao sistema de potência elétrica ou uma diferença em frequência associada ao sistema de potência elétrica. Ainda adicionalmente, os dados de alarme podem se referir a um alarme de perturbação de oscilação gerado em resposta a uma detecção de uma perturbação de oscilação associada ao sistema de potência elétrica. Os dados de alarme também podem se referir a qualquer parâmetro elétrico que possa ser medido, por exemplo, uma unidade de medição fasorial.
[0120] Ainda em referência à Figura 13, o método pode compreender, gerar, pelo dispositivo, uma notificação que compreende modificar uma porção de uma interface de usuário gráfica que, para a perturbação elétrica, exibe: a causa, a localização, o indicador de coerência, o fator de impacto de perturbação e uma identificação do dispositivo de unidade de medição fasorial associado à perturbação elétrica. A causa compreende pelo menos uma dentre uma perturbação de linha desativada na qual uma linha está fora de serviço do sistema de potência elétrica, uma perturbação de unidade desativada na qual uma unidade de geração de potência está fora de
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60/76 serviço do sistema de potência elétrica ou uma perturbação de carga desativada na qual uma carga foi desativada do sistema de potência elétrica. As realizações exemplificativas das informações exibidas podem ser mostradas nas Figuras 7 a 11.
[0121] Referindo-se à Figura 14, em realizações não limitantes (também denominadas de realizações exemplificativas), um dispositivo, que compreende um processador e uma memória que armazenam instruções executáveis (por exemplo, armazenadas em uma mídia de armazenamento legível por máquina) que podem, quando executadas pelo processador, facilitar a realização de operações (por exemplo, realizar um método) ou fazer com que um dispositivo que compreende um processador realize um método. O dispositivo pode ser, por exemplo, um dispositivo de computação que compreende o componente de EDM 402.
[0122] Na etapa 1405, as operações podem compreender facilitar a obtenção de uma leitura de dados de alarme em relação a uma perturbação elétrica dentro de um sistema de rede elétrica e a obtenção de uma leitura de dados de topologia que indicam uma mudança na topologia em relação à situação de serviço de equipamento no sistema de rede elétrica. Os dados de alarme e os dados de topologia podem ser dados que são associados a dados de medição derivados dos dispositivos de medição no sistema de rede elétrica. Os dispositivos de medição podem compreender um dispositivo de unidade de medição fasorial que monitora parâmetros elétricos associados ao sistema de rede elétrica. Os dados de alarme podem se referir a qualquer parâmetro elétrico que possa ser medido, por exemplo, por uma unidade de medição fasorial. Os dados de alarme podem se referir a um alarme de perturbação de ângulo gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial e uma diferença em ângulo de fase de uma tensão associada ao sistema de potência elétrica e, mais especificamente, aos nós diferentes em
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61/76 um sistema de potência elétrica. Os dados de alarme podem se referir também a um alarme de perturbação de frequência gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial de uma perturbação de frequência associada ao sistema de potência elétrica ou uma diferença em frequência associada ao sistema de potência elétrica. Ainda adicionalmente, os dados de alarme podem se referir a um alarme de perturbação de oscilação gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial de uma perturbação de oscilação associada ao sistema de potência elétrica.
[0123] Na etapa 1410, as operações podem compreender correlacionar os dados de alarme aos dados de topologia.
[0124] Na etapa 1415, as operações podem compreender determinar uma classificação da perturbação elétrica no sistema de rede elétrica com base na correlação dos dados de alarme com os dados de topologia.
[0125] Na etapa 1420, as operações podem compreender determinar uma coerência representativa de um grau de correlação entre os dados de alarme e os dados de topologia. Como exemplos, a coerência pode ser uma coerência alta ou baixa para perturbação de frequência, coerência alta e baixa para perturbação de ângulo.
[0126] Na etapa 1425, as operações também podem compreender determinar um fator de impacto de perturbação indicativo de um impacto da perturbação elétrica em uma localização no sistema de rede elétrica. O fator de impacto de perturbação pode ser derivado, conforme descrito acima em relação à Figura. 6.
[0127] Na etapa 1430, as operações também podem compreender determinar a possibilidade de a perturbação elétrica ser parte de um evento de perturbação local ou um evento de perturbação de espalhamento amplo. Como
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62/76 exemplo, um evento de perturbação local é um no qual apenas uma localização é impactada, ao passo que um evento de perturbação de espalhamento amplo pode ser um no qual múltiplas localizações são impactadas.
[0128] Ainda em referência à Figura 14, as operações podem compreender adicionalmente, gerar uma notificação que compreende modificar uma porção de um sumário exibido de um número definido de eventos de perturbação anteriores, em que o sumário compreende um indicador de um tempo de ocorrência de cada evento dentre o número definido de vários eventos de perturbação anteriores, e uma contagem de números da classificação de cada perturbação elétrica que compreende cada evento de perturbação do número definido de eventos de perturbação anteriores. Conforme mencionado acima, outras informações exibidas podem compreender informações em relação ao último evento, histórico de evento, sumário e estatística de evento e outras informações relevantes (consultar, por exemplo, as Figuras 7 a 11).
[0129] A fim de fornecer um contexto para os vários aspectos da matéria revelada, a Figura. 15 e a discussão a seguir estão destinadas a fornecer uma breve descrição geral de um ambiente adequado no qual os vários aspectos da matéria revelada podem ser implantados. Embora a matéria tenha sido descrita acima no contexto geral de instruções executáveis por computador de um programa de comutador que é executado em um computador ou computadores, as pessoas versadas na técnica reconhecerão que a matéria revelada também pode ser implantada em combinação com outros módulos de programa. De modo geral, os módulos de programa compreendem rotinas, programas, componentes, estruturas de dados etc. que realizam tarefas particulares ou implantam tipos de dados abstratos particulares.
[0130] No relatório descritivo da matéria, os termos, tais como
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63/76 “armazenagem”, “ armazenamento”, “armazenagem de dados”, “armazenamento de dados”, “banco de dados” e substancialmente qualquer outro componente de armazenamento de informações relevante à operação e funcionalidade de um componente, se referem a “componentes de memória” ou a entidades incorporadas em uma “memória” ou em componentes que compreendem a memória. Verifica-se que os componentes de memória descritos no presente documento podem ser tanto memória volátil como memória não volátil ou podem compreender tanto memória volátil quanto não volátil, a título de ilustração, e não limitação, memória volátil 1520 (consultar abaixo), memória não volátil 1522 (consultar abaixo), armazenamento em disco 1524 (consultar abaixo) e armazenamento em memória 1546 (consultar abaixo). Além disso, a memória não volátil pode compreender memória de apenas leitura, memória de apenas leitura programável, memória de apenas leitura programável eletricamente, memória de apenas leitura eletricamente apagável, memória flash ou memória de estado sólido (por exemplo, unidade de estado sólido). A memória volátil pode compreender memória de acesso aleatório, que atua como memória cache externa. A título de ilustração e não limitação, a memória de acesso aleatório está disponível em muitas formas, tais como memória de acesso aleatório síncrona, memória de acesso aleatório dinâmica, memória de acesso aleatório dinâmica síncrona, memória de acesso aleatório dinâmica síncrona de taxa de dados duplos, memória de acesso aleatório dinâmica síncrona aprimorada, memória de acesso aleatório dinâmica Synchlink e memória de acesso aleatório Rambus direta. Adicionalmente, os componentes de memória revelados de sistemas ou métodos no presente documento estão destinados a compreender, sem limitação a compreender, esses e quaisquer outros tipos adequados de memória.
[0131] Ademais, verifica-se que a matéria revelada pode ser praticada com outras configurações de sistema de computador, incluindo
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64/76 sistemas de computador de processador único ou de múltiplos processadores, dispositivos de minicomputação, computadores mainframe, assim como computadores pessoais, dispositivos de computação portáteis (por exemplo, assistente pessoal digital, telefone, relógio, computadores do tipo tablet, computadores do tipo netbook, ...), produtos eletrônicos de consumidor e industriais programáveis e com base em processador e semelhantes. Os aspectos ilustrados podem ser praticados em ambientes de computação distribuídos em que as tarefas são realizadas por dispositivos de processamento remoto que são ligados através de uma rede de comunicações; no entanto, alguns, se não todos, aspectos da matéria revelada podem ser praticados em computadores autônomos. Em um ambiente de computação distribuída, os módulos de programa podem estar localizados em dispositivos de armazenamento de memória tanto remoto quanto local.
[0132] A Figura 15 ilustra um diagrama de blocos de um sistema de computação 1500 operável para executar os sistemas e métodos revelados em conformidade com as realizações exemplificativas do presente pedido. O computador 1512 pode compreender uma unidade de processamento 1514, uma memória de sistema 1516 e um barramento de sistema 1518. O barramento de sistema 1518 acopla os componentes de sistema incluindo, porém sem limitação, a memória de sistema 1516 à unidade de processamento 1514. A unidade de processamento 1514 pode ser qualquer uma dentre vários processadores disponíveis. Microprocessadores duplos e outras arquiteturas de multiprocessador também podem ser empregadas como unidade de processamento 1514.
[0133] O barramento de sistema 1518 pode ser qualquer um dentre diversos tipos de estrutura (ou estruturas) de barramento incluindo uma memória barramento ou um controlador de memória, um barramento periférico ou um barramento externo ou um local barramento com o uso de qualquer
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65/76 variedade de arquiteturas de barramento disponíveis incluindo, porém sem limitação, arquitetura padrão industrial, arquitetura de microcanal, arquitetura padrão industrial estendida, componentes eletrônicos de unidade inteligente, barramento local de associação de padrões de componentes eletrônicos de vídeo, interconexão de componente periférico, barramento de cartão, barramento serial universal, porta gráfica avançada, barramento de associação internacional de cartão de memória de computador pessoal, Firewire (Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos 1394) e uma interface de sistemas de computador pequena.
[0134] A memória de sistema 1516 pode compreender memória volátil 1520 e a memória não volátil 1522. Um sistema de entrada/saída básica, que contém rotinas para transferir informações entre elementos dentro do computador 1512, tais como a partida, pode ser armazenado na memória não volátil 1522. A título de ilustração, e não limitação, a memória não volátil 1522 pode compreender memória de apenas leitura, memória de apenas leitura programável, memória de apenas leitura programável eletricamente, memória de apenas leitura eletricamente apagável ou memória flash. A memória volátil 1520 pode compreender memória de apenas leitura, que atua como memória de cache externa. A título de ilustração e não de limitação, a memória de apenas leitura está disponível em muitas formas, tais como memória de acesso aleatório síncrono, memória de apenas leitura dinâmica, memória de apenas leitura dinâmica síncrona, memória de apenas leitura síncrona de taxa de dados duplos, memória de apenas leitura dinâmica síncrona aprimorada, memória de apenas leitura dinâmica Synchlink, memória de apenas leitura direta Rambus, memória de apenas leitura dinâmica Rambus direta e memória de apenas leitura dinâmica Rambus.
[0135] O computador 1512 pode compreender também mídias de armazenamento em computador removíveis/não removíveis, voláteis/não
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66/76 voláteis. A Figura 15 ilustra, por exemplo, armazenamento em disco 1524. O armazenamento de disco 1524 pode compreender dispositivos como uma unidade de disco magnético, unidade de disquete, unidade de fita, cartão de memória flash ou cartão de memória. Além disso, o armazenamento em disco 1524 pode compreender mídias de armazenamento separadamente ou em combinação com outras mídias de armazenamento incluindo, porém sem limitação, uma unidade de disco óptico, tal como um dispositivo de memória de apenas leitura de disco compacto, unidade recuperável de disco compacto, unidade regravável de disco compacto ou uma memória de apenas leitura de disco versátil digital. A fim de facilitar a conexão dos dispositivos de armazenamento em disco 1524 ao barramento de sistema 1518, uma interface removível ou não removível é usada tipicamente, tal como interface 1526.
[0136] Os dispositivos de computação compreendem tipicamente uma variedade de mídias, que podem compreender mídias de armazenamento legíveis por computador ou mídias de comunicações, esses os dois termos são usados no presente documento diferentemente entre si, conforme a seguir.
[0137] As mídias de armazenamento legíveis por computador podem ser quaisquer mídias de armazenamento disponíveis que podem ser acessadas pelo computador podem compreender mídias tanto voláteis quanto não voláteis, mídias removíveis ou não removíveis. A título de exemplo, e não de limitação, as mídias de armazenamento legíveis por computador podem ser implantadas em combinação com qualquer método ou tecnologia para informações de armazenamento, tais como instruções legíveis por computador, módulos de programa, dados estruturados ou dados não estruturados. As mídias de armazenamento legíveis por computador podem compreender, porém sem limitação, memória de apenas leitura, memória de apenas leitura programável, memória de apenas leitura programável eletricamente, memória de apenas leitura eletricamente apagável, memória flash ou outra tecnologia de
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67/76 memória, memória de apenas leitura de disco compacto, disco versátil digital ou outro armazenamento em disco óptico, cassetes magnéticos, fita magnética, armazenamento em disco magnético ou outros dispositivos de armazenamento magnético ou outras mídias tangíveis que podem ser usadas para armazenar informações desejadas. Nesse sentido, o termo “tangível” no presente documento, conforme pode ser aplicado a mídias de armazenamento, memória ou legíveis por computador, deve ser entendido de modo a executar apenas sinais intangíveis de propagação por si só como um modificante e não renuncia cobertura de tidas as mídias padrões de armazenamento, memória ou legíveis por computador que não são apenas sinais intangíveis de propagação por si só. Em um aspecto, as mídias tangíveis podem compreender mídias não transitórias em que o termo “não transitório” no presente documento, conforme pode ser aplicado a mídias de armazenamento, de memória ou legíveis por computador, deve ser entendido de modo a executar apenas sinais transitórios de propagação por si só como um modificante e não renuncia cobertura de todas as mídias de armazenamento padrão, de memória ou legíveis por computador que não são apenas sinais transitórios de propagação por si só. Uma mídia de armazenamento legível por computador pode ser acessada por um ou mais dispositivos de computação locais ou remotos, por exemplo, por meio de solicitações de acesso, consultas ou outros protocolos de recuperação de dados, para uma variedade de operações com relação às informações armazenadas pelo meio.
[0138] As mídias de comunicações incorporam tipicamente instruções legíveis por computador, estruturas de dados, módulos de programa ou outros dados estruturados ou não estruturados em um sinal de dados, tais como um sinal de dados modulados, por exemplo, uma onda portadora ou outro mecanismo de transporte, e pode compreender quaisquer mídias de entrega ou de transporte de informações entrega. O termo sinal ou sinais de
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68/76 dados modulados se refere a um sinal que tem uma ou mais características definidas ou alteradas de tal modo a codificar as informações em um ou mais sinais. A título de exemplo, e não de limitação, os meios de comunicação podem compreender mídias com fio, tais como rede com fio ou conexão com fio direta e mídias sem fio, tais como mídias acústicas, de RF, de infravermelho e outras mídias sem foi.
[0139] Pode-se verificar que a Figura 15 descreve um software que atua como um intermediário entre usuários e os recursos de computador descritos no ambiente operacional adequado 1500. Tal software pode compreender um sistema operacional 1528. O sistema operacional 1528, que pode ser armazenado no armazenamento em disco 1524, atua para controlar a alocar recursos de sistema de computador 1512. Os aplicativos de sistema 1530 tomam a vantagem do gerenciamento de recursos pelo sistema operacional 1528 através dos módulos de programa 1532 e dos dados de programa 1534 armazenados tanto na memória de sistema 1516 como no armazenamento em disco 1524. Deve-se verificar que a matéria revelada pode ser implantada com vários sistemas operacionais ou combinações de sistemas operacionais.
[0140] Um usuário pode inserir comandos ou informações no computador 1512 através do dispositivo (ou dispositivos) de entrada 1536. Como exemplo, uma interface de usuário pode ser incorporada em um painel de exibição sensível ao toque que permite que um usuário interaja com o computador 1512. Os dispositivos de entrada 1536 podem compreender um dispositivo de apontamento, tal como um mouse, trackball, uma caneta Stylus, teclado numérico, teclado, microfone, joystick, gamepad, antena de satélite, digitalizador, cartão sintonizador de TV, câmera digital, câmera de vídeo digital, câmera da web, telefone, telefone inteligente, computador do tipo tablet etc. Esse e outros dispositivos de entrada se conectam à unidade de
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69/76 processamento 1514 através do barramento de sistema 1518 por meio da porta (ou portas) de interface 1538. A porta (ou portas) de Interface 1538 compreende, por exemplo, uma porta serial, uma porta paralela, uma porta de jogos, um barramento serial universal, uma porta infravermelha, uma porta de Bluetooth, uma porta de IP ou uma porta lógica associada a um serviço sem fio etc. O dispositivo (ou dispositivos) de saída 1540 usam algumas portas do mesmo tipo de como dispositivo (ou dispositivos) de entrada 1536.
[0141] Desse modo, por exemplo, uma porta de barramento serial universal pode ser usada para fornecer entrada ao computador 1512 e emitir informações do computador 1512 a um dispositivo de saída 1540. O adaptador de saída 1542 é fornecido para ilustrar que há alguns dispositivos de saída 1540 como monitores, alto-falantes e impressoras, dentre outros dispositivos de saída 1540, que usam adaptadores especiais. Os adaptadores de saída 1542 compreendem, a título de ilustração e não de limitação, cartões de vídeo e de som que fornecem meios de conexão entre dispositivo de saída 1540 e o barramento de sistema 1518. Deve-se verificar que outros dispositivos ou sistemas de dispositivos fornecem capacidade tanto de entrada quanto de saída, tais como computador (ou computadores) remoto 1544.
[0142] O computador 1512 pode operar em um ambiente em rede com o uso de conexões lógicas com um ou mais computadores remotos, tal como computador remoto (ou computadores remotos) 1544. O computador (ou computadores) remoto 1544 pode ser um computador pessoal, um servidor, um roteador, um PC de rede, armazenamento em nuvem, serviço em nuvem, uma estação de trabalho, um eletrodoméstico com base em microprocessador, um dispositivo par ou outro nó de rede e semelhantes e pode compreender tipicamente muitos ou todos os elementos descritos em relação ao computador 1512.
[0143] Para fins de concisão, apenas um dispositivo de
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70/76 armazenamento de memória 1546 é ilustrado com o computador remoto (ou computadores remotos) 1544. O computador remoto (ou computadores) 1544 é conectado logicamente a um computador 1512 através de uma interface de rede 1548 e, em seguida, conectado fisicamente por meio de uma conexão de comunicação 1550. A interface de rede 1548 abrange redes de comunicação com fio ou sem fio, tais como redes locais e redes longa distância. A tecnologias de redes locais podem compreender interface de dados distribuídos por fibra, interface de dados distribuídos por cobre, Ethernet, Token Ring e semelhantes. As tecnologias de rede de longa distância podem compreender enlaces ponto a ponto, redes de comutação de circuito como redes digitais de serviços integrados e variações nas mesmas, redes de comutação de pacote e linhas de assinante digitais. Conforme verificado abaixo, tecnologias sem fio podem ser usadas além ou no do supracitado.
[0144] A conexão (ou conexões) de comunicação 1550 se refere a hardware/software empregado para conectar a interface de rede 1548 ao barramento 1518. Embora a conexão de comunicação 1550 seja mostrada para maior clareza ilustrativa dentro do computador 1512, a mesma também pode ser externa ao computador 1512. O hardware/software para conexão à interface de rede 1548 pode compreender, por exemplo, tecnologias internas e externas, tais como modems, incluindo modems de classificação de telefone regular, modems de cabo e modems de linha de assinante digital, adaptadores de rede digital de serviços integrados e cartões de Ethernet.
[0145] A Figura 16 é um diagrama de blocos esquemático de um ambiente de computação de amostra 1600 com o qual a matéria da presente revelação pode interagir. O sistema 1600 pode compreender um ou mais clientes 1610. O cliente (ou clientes) 1610 pode ser hardware ou software (por exemplo, cadeias, processos, dispositivos de computação). O sistema 1600 também pode compreender um ou mais servidor (ou servidores) 1630. Assim, o
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71/76 sistema 1600 pode corresponder a um modelo de servidor de cliente de dois estrados ou um modelo de múltiplos estados (por exemplo, cliente, servidor de camada intermediária, servidor de dados), dentre outros modelos. O servidor (ou servidores) 1630 também podem ser hardware ou software (por exemplo, cadeias, processos, dispositivos de computação). Os servidores 1630 podem alojar cadeias para realizar transformações empregando-se esta revelação, por exemplo. Uma comunicação possível entre um cliente 1610 e um servidor 1630 pode estar na forma de um pacote de dados transmitido entre dois ou mais processos computacionais.
[0146] O sistema 1600 pode compreender uma estrutura de comunicação 1650 que pode empregada para facilitar as comunicações entre o cliente (ou clientes) 1610 e o servidor (ou servidores) 1630. O cliente (ou clientes) 1610 é operacionalmente conectado a um ou mais armazenamentos de dados de cliente 1620 que podem ser empregados para armazenar informações locais para o cliente (ou clientes) 1610. De maneira similar, o servidor (ou servidores) 1630 são operacionalmente conectados a um ou mais armazenamentos de dados de servidor 1640 que podem ser empregados para armazenar informações locais para o servidor (ou servidores) 1630.
[0147] Deve ser verificado que aspectos ou recursos da presente revelação podem ser explorados em substancialmente qualquer tecnologia telecomunicação sem fio ou de rádio, por exemplo, Wi-Fi; Bluetooth; Interoperabilidade Mundial para Acesso por Micro-Ondas (WiMAX); Serviço Geral de Comunicação por Rádio por Pacotes Aprimorado (GPRS Aprimorado); Evolução a Longo Prazo (LTE) em Projeto De Parceria de Terceira Geração (3GPP); Banda Ultra Larga Móvel (UMB) em Projeto de Parceria de Terceira Geração 2 (3GPP2); Sistema de Telecomunicação Móvel Universal de 3GPP (UMTS); Acesso a Pacote de Alta Velocidade (HSPA); Acesso a Pacote de Enlace Descendente de Alta Velocidade (HSDPA); Acesso a Pacote de Enlace
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Ascendente de Alta Velocidade (HSUPA); GSM (Sistema Global de Comunicações Móveis) EDGE (Taxas de Dados Aprimoradas para Evolução GSM) Rede de Acesso via Rádio (GERAN); Rede de Acesso Via Rádio Terrestre UMTS (Utran); LTE Avançada (LTE-A); etc. Adicionalmente, alguns ou todos os aspectos descritos no presente documento podem ser explorados em tecnologias de telecomunicação herdadas, por exemplo, GSM. Adicionalmente, redes móveis assim como não móveis (por exemplo, a Internet, rede de serviço de dados, tais como televisão via protocolo de internet (IPTV), etc.) podem explorar aspectos ou recursos descritos no presente documento.
[0148] Embora a matéria tenha sido descrita acima no contexto geral de instruções executáveis por computador de um programa de comutador que é executado em um computador ou computadores, as pessoas versadas na técnica reconhecerão que a presente revelação também pode ser implantada ou permite-se ser implantada em combinação com outros módulos de programa. De modo geral, os módulos de programa podem compreender, programas, componentes, estruturas de dados etc. que realizam tarefas particulares ou implantam tipos de dados abstratos particulares. Além disso, as pessoas versadas na técnica verificarão que os métodos da invenção podem ser praticados com outras configurações de sistema computacional, que incluem sistemas de computador de processador único ou multiprocessador, dispositivos de minicomputação, computadores mainframe, assim como computadores pessoais, dispositivos de computação portáteis (por exemplo, PDA, telefone), aparelhos eletrônicos com base em microprocessador ou programáveis por consumidor ou industriais, e semelhantes. Os aspectos ilustrados também podem ser praticados em ambientes computacionais distribuídos em que as tarefas são realizadas através de dispositivos de processamento remotos que estão ligados através de uma rede de
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73/76 comunicação. No entanto, alguns, se não todos, aspectos da presente revelação podem ser praticados em computadores independentes. Em um ambiente de computação distribuída, os módulos de programa podem estar localizados em dispositivos de armazenamento de memória tanto remoto quanto local.
[0149] A descrição acima de realizações ilustradas da revelação da matéria, incluindo o que foi descrito no Resumo, não está destinada a ser exaustiva ou a limitar as realizações reveladas às formas precisas reveladas. Embora realizações e exemplos específicos sejam descritos no presente documento a título de ilustração, são possíveis várias modificações que estão consideradas dentro do escopo de tais realizações e exemplos, uma vez que as pessoas na técnica relevante podem reconhecer.
[0150] Nesse sentido, embora a matéria revelada tenha sido descrita em combinação com várias realizações e com Figuras correspondentes, quando aplicável, deve ser entendido que outras realizações semelhantes podem ser usadas, ou modificações e adições podem ser feitas às realizações descritas para realizar a mesma função, uma função semelhante, alternativa ou substituta da matéria revelada sem que haja desvio da mesma. Portanto, a matéria revelada não deve ser limitada a qualquer realização descrita no presente documento, porém, deve ser interpretada, de preferência, em abrangência e escopo, em conformidade com as reivindicações anexas abaixo.
[0151] Conforme é empregado no relatório descritivo da matéria, o termo “processador” pode se referir substancialmente a qualquer unidade ou dispositivo de processamento de computação, porém sem limitação, que compreende, processadores de núcleo único; processadores únicos com capacidade de execução de múltiplas cadeias de software; processadores de múltiplos núcleos; processadores de múltiplos núcleos com capacidade de
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74/76 execução de múltiplas cadeias de software; processadores de múltiplos núcleos com tecnologia de múltiplas cadeias de hardware; plataformas paralelas; com memória compartilhada distribuída Adicionalmente, um processador pode se referir a um circuito integrado, a um circuito integrado de aplicação específica, um processador de sinal digital, um arranjo de portas programável em campo, um controlador de lógica programável, um dispositivo de lógica programável complexo, uma porta distinta ou lógica de transistor, componentes de hardware distintos ou qualquer combinação dos mesmos projetada para realizar as funções descritas no presente documento. Os processadores podem explorar arquiteturas em nanoescala tais como, porém, sem limitação, transistores de base molecular e ponto quântico, comutadores e portas, a fim de otimizar o uso de espaço ou melhorar o desempenho de equipamento de usuário. Um processador também pode ser implantado como uma combinação de unidades de processamento de computação.
[0152] Conforme usado no presente pedido, os termos “componente”, “sistema”, “plataforma”, “camada”, “seletor”, “interface”, e semelhantes estão destinados a se referirem a uma entidade relacionada a computador ou a uma entidade relacionada a um aparelho operacional com uma ou mais funcionalidade específicas, em que a entidade pode ser tanto hardware, uma combinação de hardware e software, software como software em execução. Como exemplo, um componente pode ser, porém sem limitação a ser, um processo que é executado em um processador, um processador, um objeto, um executável, uma cadeia de execução, um programa ou um computador. A título de ilustração e não de limitação, tanto um aplicativo em funcionamento em um servidor quanto o servidor podem ser um componente. Um ou mais componentes podem estar dentro de um processo ou de uma cadeia de execução, e um componente pode estar localizado em um computador ou distribuído entre dois ou mais computadores. Além disso, esses
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75/76 componentes podem ser executados a partir de várias mídias legíveis por computador que têm várias estruturas de dados armazenadas na mesma. Os componentes podem se comunicar por meio de processos locais ou remotos, tais como em conformidade com um sinal que tem um ou mais pacotes de dados (por exemplo, dados de um componente que interage com outro componente em um sistema local, sistema distribuído ou através de uma rede, tal como a Internet com outros sistemas por meio do sinal). Como outro exemplo, um componente pode ser um aparelho com funcionalidade específica fornecida por partes mecânicas operadas por conjunto de circuitos elétricos ou eletrônicos que é operado por um aplicativo de software ou de firmware executado por um processador, em que o processador pode estar na parte interna ou externa do aparelho e executa pelo menos uma parte do aplicativo de software ou firmware. Como ainda outro exemplo, um componente pode ser um aparelho que fornece funcionalidade específica através de componentes eletrônicos sem partes mecânicas, em que os componentes eletrônicos podem compreender um processador nos mesmos para executar software ou firmware que confere, pelo menos em parte, a funcionalidade dos componentes eletrônicos.
[0153] Adicionalmente, o termo “ou” destina-se a significar um “ou” inclusivo em vez de um “ou” exclusivo. Isto é, salvo caso especificação contrária ou clara a partir do contexto, “X emprega A ou B” destina-se a significar qualquer dentre as permutações inclusivas naturais. Ou seja, caso X empregue A, X empregue B ou X empregue tanto A e B, então, “X emprega A ou B” é satisfeito sob qualquer uma das ocorrências supracitadas. Além disso, os artigos “um” e “uma”, conforme usado no relatório descrito da matéria e nas Figuras anexos, devem ser interpretados como significativos de um ou mais, a menos que seja especificado de outro modo ou a menos que fique claro a partir do contexto para serem direcionados a uma forma singular.
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76/76 [0154] Além disso, o termo “inclui” está destinado a ser empregado como um termo aberto ou inclusivo (por exemplo, incluindo, porém sem limitação), em vez de um termo fechado ou exclusivo. O termo “inclui” pode ser substituído pelo termo “compreende” e deve ser considerado com escopo semelhante, a menos que usado explicitamente de outro modo. Como exemplo, “uma cesta de fruitas que inclui uma maçã” deve ser considerada com a mesma abrangência de escopo que “uma cesta de frutas que compreende uma maçã”.
[0155] Além disso, os termos “usuário”, “assinante”, “comprador”, “operador”, “agulheiro”, “consumidor”, “prossumidor”, “agente” e semelhantes são empregados de maneira intercambiável por todo o relatório descritivo da matéria, a menos que o contexto forneça distinção (ou distinções) particular dentre os termos. Deve-se observar que tais termos podem se referir a entidades humanas ou a componentes automatizados (por exemplo, suportados através de uma inteligência, como através de uma capacidade para realizar interferência com base em formalismos matemáticos complexos), que podem fornecer visão simulada, reconhecimento de som e assim por diante.
[0156] O que foi descrito acima pode compreender exemplos de sistemas e métodos ilustrativos da matéria revelada. Evidentemente, não é possível descrever todas as combinações de componentes ou métodos no presente documento. Uma pessoa de habilidade comum na técnica pode reconhecer que muitas combinações e permutações adicionais da matéria reivindicada são possíveis. Além disso, até o ponto em que os termos “inclui”, “tem” ou semelhantes são usados na descrição detalhada, nas reivindicações, nos anexos e nas Figuras, tais termos estão destinados a serem inclusivos de maneira semelhante ao termo “compreender”, uma vez que “compreender”, quando empregado, é interpretado como uma palavra transicional em uma reivindicação.
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1/4

Claims (15)

  1. Reivindicações
    1. DISPOSITIVO caracterizado pelo fato de que compreende: um processador (1514); e uma memória (1516) que armazena instruções executáveis que, quando executadas pelo processador (1514), facilitam a realização de operações que compreendem:
    obter (1205) dados de monitoramento com base em medições de fluxo de potência associadas a dispositivos de medição (302) conectados a um sistema de potência elétrica (200), sendo que os dados de monitoramento compreendem:
    dados de alarme indicativos de perturbação elétrica dentro do sistema de potência elétrica (200), e dados de topologia indicativos de uma topologia do sistema de potência elétrica (200);
    correlacionar (1210) os dados de alarme com dados de topologia mudados resultantes de uma mudança nos dados de topologia; e caracterizar (1220) a perturbação elétrica no sistema de potência elétrica (200) com base na correlação dos dados de alarme com os dados de topologia mudados.
  2. 2. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as operações compreendem adicionalmente determinar um nível de coerência representativo de um grau de correlação entre os dados de alarme e os dados de topologia mudados.
  3. 3. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dispositivos de medição compreendem um dispositivo de unidade de medição fasorial que monitora parâmetros elétricos associados ao sistema de potência elétrica.
  4. 4. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 3,
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    2/4 caracterizado pelo fato de que os dados de alarme se referem a um alarme de perturbação de ângulo gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial de uma diferença no ângulo de fase de uma tensão associada a nós diferentes no sistema de potência elétrica.
  5. 5. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que os dados de alarme se referem a um alarme de perturbação de frequência gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial de uma perturbação de frequência associada ao sistema de potência elétrica.
  6. 6. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que os dados de alarme se referem a um alarme de perturbação de oscilação gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial de uma perturbação de oscilação associada ao sistema de potência elétrica.
  7. 7. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as operações compreendem adicionalmente determinar um fator de impacto de perturbação indicativo de um impacto da perturbação elétrica em uma localização associada aos dispositivos de medição.
  8. 8. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados de topologia compreendem uma situação de energização de equipamento no sistema de potência elétrica, em que a situação de energização se refere ao equipamento que é colocado fora de serviço do sistema de potência elétrica.
  9. 9. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados de topologia compreendem uma situação de energização de equipamento no sistema de potência elétrica, em que a situação de energização se refere ao equipamento que é colocado em
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    3/4 serviço no sistema de potência elétrica.
  10. 10. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a perturbação elétrica é uma dentre um grupo de perturbações que compreendem um evento de perturbação, e em que as operações compreendem adicionalmente, determinar a possibilidade de o evento de perturbação ser um evento de perturbação local no qual apenas uma localização é impactada pelo evento de perturbação ou um evento de perturbação de espalhamento amplo no qual diversas localizações são impactadas pelo evento de perturbação.
  11. 11. MÉTODO caracterizado pelo fato de que compreende: receber (1305), por um dispositivo (1500) que compreende um processador (1514) e uma memória (1516), dados de medição associados a dispositivos de medição (302) conectados a um sistema de potência elétrica (200), em que os dados de medição compreendem:
    dados de alarme indicativos de perturbação elétrica dentro do sistema de potência elétrica (200), e dados de topologia indicativos de uma mudança em uma topologia relacionada a uma disposição do equipamento no sistema de potência elétrica (200) e uma situação de potência do equipamento;
    correlacionar (1310), pelo dispositivo (1500), os dados de alarme à mudança na topologia;
    determinar (1315), pelo dispositivo (1500), uma causa da perturbação elétrica no sistema de potência elétrica (200) com base na correlação dos dados de alarme com a mudança na topologia;
    determinar (1320), pelo dispositivo (1500), um indicador de coerência representativo do nível de correlação entre os dados de alarme e a mudança na topologia; e determinar (1325), pelo dispositivo (1500), um fator de impacto de
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    4/4 perturbação que reflete um impacto da perturbação elétrica em uma localização.
  12. 12. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que os dispositivos de medição compreendem:
    um dispositivo de unidade de medição fasorial que monitora parâmetros elétricos associados ao sistema de potência elétrica;
    um sensor de tensão que mede uma tensão associada ao equipamento; e um sensor de corrente que mede uma corrente associada ao equipamento.
  13. 13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que um alarme de perturbação de ângulo é gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial de uma diferença em ângulo de fase de tensão associada ao sistema de potência elétrica que é detectado
  14. 14. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que um alarme de perturbação de frequência é gerado em resposta a uma detecção pelo dispositivo de unidade de medição fasorial de uma diferença em frequência associada ao sistema de potência elétrica que é detectado.
  15. 15. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende, gerar, pelo dispositivo, uma notificação que compreende modificar uma porção de uma interface de usuário gráfica que, para a perturbação elétrica, exibe:
    a causa, a localização, o indicador de coerência, o fator de impacto de perturbação, e uma identificação do dispositivo de unidade de medição fasorial associada à perturbação elétrica.
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    1/16 processo de entrega de potência 100 instalação de geração de potência
    115i de transmissão
    130
    125
    Λ, nim premissas de comprador transformador rebaixador no poste transformador rebaixador de subestação de distribuição
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