BR112014028312A2 - sistema e método de monitoramento de energia - Google Patents

Abstract

  SISTEMA E MÉTODO DE MONITORAMENTO DE ENERGIA . Um sistema para o monitoramento de energia de acordo com a presente invenção tem um primeiro dispositivo de monitoramento de transformador que faz interface com um primeiro condutor elétrico conectado a um transformador em um primeiro local em uma rede de energia. O primeiro transformador mede uma primeira corrente através do primeiro condutor elétrico e uma primeira tensão associada com o primeiro condutor elétrico. Além disso, o sistema tem um segundo dispositivo de monitoração de transformador que faz interface com o segundo condutor elétrico conectado eletricamente ao transformador. O segundo transformador mede uma segunda corrente através do segundo condutor elétrico e uma segunda tensão associada com o segundo condutor elétrico. Além disso, o sistema tem uma lógica configurada para calcular valores indicativos de potência que correspondem ao transformador com base na primeira corrente e na primeira tensão e na segunda corrente e na segunda tensão.

Description

SISTEMA E MÉTODO DE MONITORAMENTO DE ENERGIA REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS CORRELATOS

[001] O presente pedido reivindica prioridade do pedido provisório U.S. No. de Série 61/660.119 intitulado “Power Monitoring Device and Method” depositado em 15 de junho de 2012 e no pedido provisório U.S. No. de Série 61/646.350 intitulado “Power Grid Monitoring System and Method”, depositado em 13 de maio de 2012, ambos integralmente incorporados ao presente documento a título de referência.

FUNDAMENTOS

[002] A energia é gerada, transmitida e distribuída a uma pluralidade de pontos finais, tais como, por exemplo, cliente ou local do cliente (a que se referirá doravante como “local do cliente”). O local do cliente pode incluir resistências multifamiliares (prédios de apartamentos, asilos de velhos, por exemplo), residências unifamiliares, prédios de escritórios, complexos para eventos (tais como estádios ou arenas interiores para finalidades múltiplas, hotéis, complexos esportivos), complexos comerciais Ou qualquer outro tipo de prédio ou área para a qual é fornecida energia.

[003] A energia fornecida ao local do cliente é tipicamente gerada em uma central elétrica. Uma central elétrica é qualquer tipo de instalação que gera energia convertendo a energia mecânica de um gerador em energia elétrica. A energia para operar o gerador pode ser derivada de uma série de diferentes tipos de fontes de energia incluindo combustíveis fósseis (carvão, óleo, gás natural, por exemplo), nuclear, solar, eólica, de ondas ou hidroelétrica. Além disso, a central elétrica tipicamente gera energia em corrente alternada (CA).

[004] A energia CA gerada na central elétrica é tipicamente aumentada (a tensão é “intensificada” ) e é transmitida por meio de linhas de transmissão tipicamente a uma ou mais subestações de transmissão. As subestações de transmissão são interconectadas com uma pluralidade de subestações de distribuição ás quais as subestações de transmissão transmitem a energia em CA. As subestações de distribuição tipicamente reduzem a tensão da energia em CA recebida (a tensão é “reduzida”) e transmitem a energia CA com a tensão reduzida a transformadores de distribuição que são eletricamente conectados a uma pluralidade de locais de clientes. Assim, a energia CA com a tensão reduzida é fornecida a uma pluralidade de locais de clientes. Tal rede de componentes de energia, linhas de transmissão e linhas de distribuição interconectados constituem o que se denomina frequentemente uma rede de energia.

[005] Em toda a rede de energia, é gerada, transmitida e distribuída uma energia mensurável. No tocante a isso, em pontos médios ou pontos finais específicos em toda a rede, as medições de potência recebidas e/ou distribuídas podem indicar informações relativas à rede de energia. Se a energia distribuída, por exemplo, nos pontos finais na rede for consideravelmente inferior à energia recebida, por exemplo, nos transformadores de distribuição, então pode haver um problema no sistema que está impedindo O fornecimento de energia ou então a energia pode estar sendo desviada intencionalmente. Tal coleta de dados de energia em qualquer um dos pontos descritos na rede de energia e a análise de tais dados pode auxiliar ainda mais os fornecedores de energia na geração, transmissão e distribuição de energia aos locais dos consumidores.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[006] A presente invenção poderá ser mais bem compreendida fazendo-se referência aos desenhos que seguem. Os elementos dos desenhos não estão necessariamente na mesma escala entre si, sendo enfatizada em vez disso uma ilustração clara dos princípios da invenção. Além disso, números de referência iguais designam componentes correspondentes em todas as diversas vistas.

[007] A Figura 1 é um diagrama que ilustra um sistema de transmissão e distribuição exemplar de energia de acordo com uma modalidade da presente invenção.

[008] A Figura 2A é um diagrama ilustrando um transformador e sistema de coleta de dados de uso de energia medição de acordo com uma modalidade da presente invenção.

[009] A Figura 2B é um diagrama ilustrando sistema de coleta de dados de uso de energia de linha de acordo com uma modalidade do presente invenção.

[010] A Figura 3 é um desenho de um dispositivo de monitoramento de transformador de finalidade geral, conforme ilustrado pela Figura 2A.

[011] A Figura 4 é um diagrama de blocos ilustrando um dispositivo exemplar de computação de operações tal como o ilustrado na Figura 2A.

[012] A Figura 5 é um diagrama de blocos ilustrando um dispositivo exemplar de monitoramento de transformador, conforme é ilustrado na Figura 2A.

[013] A Figura 6 é um desenho de uma carcaça de transformador de acordo com uma modalidade da presente invenção.

[014] A Figura 7 é um desenho mostrando uma unidade satélite do dispositivo de monitoramento de transformador ilustrado na Figura 3 sendo instalado no cande transformador ilustrado na Figura 6.

[015] A Figura 8 é um desenho mostrando a unidade satélite do dispositivo de monitoramento de transformador ilustrado na Figura 3, instalado na carcaça de transformador ilustrado na Figura 6.

[016] A Figura 9 é um desenho mostrando uma unidade principal do dispositivo de monitoramento de transformador na Figura 3 instalado na carcaça de transformador ilustrado na Figura 6.

[017] A Figura 10 é um desenho mostrando uma unidade principal do dispositivo de monitoramento de transformador ilustrado na Figura 8 instalada na carcaça de transformador de ilustrado na Figura 6.

[018] A Figura 11 é um diagrama ilustrando um método de monitoramento de energia de acordo com o sistema como é ilustrado na Figura 1 para uma configuração de transformador wye.

[019] A Figura 12 é um diagrama ilustrando um método de monitoramento de energia de acordo com o sistema como é ilustrado na Figura 1 para uma configuração de transformador em delta.

[020] A Figura 13 é um diagrama ilustrando um método de monitoramento de energia de acordo com o sistema tal como é ilustrado na Figura 1 para uma configuração de transformador em delta aberto.

[021] A Figura 14 é um fluxograma ilustrando uma arquitetura e funcionalidade exemplar do sistema de transmissão e distribuição de energia, conforme ele é ilustrado na Figura 1.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[022] A Figura 1 é um diagrama de blocos ilustrando um sistema de transmissão e distribuição 100 para o fornecimento de energia elétrica a um ou mais locais de consumidores 1106-111. O um ou mais locais de consumidores 106-111 podem ser locais de consumidores comerciais, locais de consumidores residenciais, ou qualquer outro tipo de local de consumidor. Um local de consumidor é qualquer estrutura ou área à qual é fornecida energia.

[023] O sistema de transmissão e distribuição 100 compreende pelo menos uma rede de transmissão 118, pelo menos uma rede de distribuição 119, e os locais de consumidores 106-111 (já descrito acima) interconectados por meio de uma pluralidade de linhas elétricas 101a-1013.

[024] No tocante a isso, o sistema de transmissão e distribuição de energia 100 é uma “rede” elétrica para o fornecimento de eletricidade gerada por uma central elétrica 10 a um ou mais locais de consumidores 106-111 por meio da rede de transmissão 118 e da rede de distribuição

119.

[025] Observe-se que as linhas elétricas 101a e 101b são linhas de transmissão exemplares, ao passo que as linhas elétricas 101c, 101d são linhas de distribuição exemplares. Em uma modalidade, as linhas de transmissão 101a e 101b transmitem eletricidade a uma alta tensão (de 110 KV ou mais) e frequentemente por meio de linhas elétricas aéreas. Nos transformadores de distribuição, a energia CA é transmitida através das linhas de distribuição a uma tensão mais baixa (25kV, por exemplo, ou menos). Observe-se que em tal modalidade, a transmissão de energia descrita usa corrente alternada trifásica (AC). No entanto outros tipos de energia e/ou transmissão de energia podem ser usados em outras modalidades.

[026] A rede de transmissão 118 compreende uma ou mais subestações de transmissão 102 (somente uma é apresentada por motivo de simplicidade). A central elétrica 10 é eletricamente acoplada à subestação de transmissão 102 por meio das linhas elétricas 101a, e a subestação de transmissão 102 está eletricamente conectada à rede de distribuição 119 por meio das linhas elétricas 101b. Conforme foi descrito acima, a central elétrica 10 (transformadores não mostrados localizados na central elétrica 10) aumenta a tensão da energia gerada antes da transmissão através das linhas de transmissão 101a à subestação de transmissão 102. Observe-se que três fios são mostrados compondo as linhas elétricas 101a indicando que a energia transmitida à subestação de transmissão 102 é energia CA trifásica. No entanto podem ser transmitidos outros tipos de energia em outras modalidades.

[027] No tocante a isso, na central elétrica 10, é gerada eletricidade e o nível de tensão da eletricidade gerada é “elevado” isto é, a tensão da energia gerada é intensificada até uma alta tensão (110 kV, por exemplo, ou mais), para reduzir a quantidade de perdas que podem ocorrer durante a transmissão da eletricidade gerada através da rede de transmissão 118.

[028] Observe-se que a rede de transmissão 118 ilustrada na Figura 1 compreende somente dois conjuntos de linhas de transmissão 101a e 101b (três linhas cada para transmissões de energia em três fases conforme indicado acima) e uma subestação de transmissão 102. A configuração da Figura 1 é simplesmente uma configuração exemplar. A rede de transmissão 118 pode compreender subestações de transmissão adicionais interconectadas por meio de uma pluralidade de linhas de transmissão adicionais. A configuração da rede de transmissão 118 pode depender da distância que a eletricidade com a tensão aumentada pode precisas se deslocar para atingir a rede de distribuição

119.

[029] A rede de distribuição 119 transmite eletricidade da rede de transmissão 118 aos locais de consumidores 106-

111. Neste sentido, a rede de distribuição 119 compreende um transformador 103 de subestação de distribuição e um ou mais transformadores de distribuição 104 e 121. Observe-se que a configuração mostrada na Figura l compreendendo o transformador de subestação de distribuição 103 e dois transformadores de distribuição 104 e 121 e mostrando o transformador de subestação de distribuição 103 fisicamente separado dos dois transformadores de distribuição 104 e 121 como uma configuração exemplar. Outras configurações são possíveis em outras modalidades.

[030] Como um exemplo, o transformador de subestação de distribuição 103 e o transformador de distribuição 104 pode ser alojado ou combinado em outras configurações da rede de distribuição 119 (assim como o transformador de subestação de distribuição 103 e transformador de distribuição 121).

Além disso, pode ser usado um ou mais transformadores para condicionar a eletricidade, isto é, transformar a tensão da eletricidade em um nível de tensão aceitável para o fornecimento aos locais de consumidores 106-111. o transformador de subestação de distribuição 103 e o transformador de distribuição 104 podem “ser reduzidos”, isto é, reduzir a tensão da eletricidade recebida da rede de transmissão 118, antes que o transformador da subestação de distribuição 103 e os transformadores de distribuição 104, 121 transmitam a eletricidade às destinações pretendidas, aos locais de consumidores 106-111, por exemplo.

[031] Conforme foi descrito acima, em operação a central elétrica 10 é eletricamente acoplada à subestação de transmissão 102 por meio das linhas elétricas 101la. A central elétrica 10 gera eletricidade e transmite a eletricidade gerada por meio das linhas elétricas 101a à subestação de transmissão 102. Antes da transmissão a central elétrica 10 aumenta a tensão da eletricidade, de modo tal que ela possa ser transmitida sobre distâncias maiores de modo eficiente e sem perda que afeta a qualidade da eletricidade fornecida. Conforme foi ainda indicado acima, a tensão da eletricidade pode precisar ser aumentada para reduzir as perdas de energia à medida que eletricidade está sendo transmitida nas linhas elétricas 101b. A subestação de transmissão 102 encaminha a eletricidade ao transformador da subestação de distribuição 103 da rede de distribuição 119.

[032] Quando a eletricidade é recebida, o transformador de subestação de distribuição 103 reduz a tensão da eletricidade até os limites se tornem utilizáveis pelos transformadores de distribuição 104, 121. De modo análogo, os transformadores de distribuição 104, 121 podem reduzir ainda mais a tensão da eletricidade recebida até um limite que seja utilizável pelos sistemas elétricos respectivos (não mostrados) dos locais de consumidores 106-111.

[033] Em uma modalidade da presente invenção, os transformadores de distribuição 104, 121 são eletricamente acoplados a sistema de coleta de dados de transformador de distribuidor 105. O sistema de coleta de dados de transformador de distribuição 105 da presente invenção compreende um ou mais dispositivos elétricos (o número de dispositivos baseados no número de transformadores que estiverem sendo monitorados) (não mostrados) que medem os dados operacionais por meio de uma ou mais interfaces elétricas com os transformadores de distribuição 104, 121. Os dados operacionais exemplares incluem dados relacionados a eletricidade que estiver sendo fornecida aos transformadores de distribuição 104, 121 ou transmitidos deles, tais como medições de potência, medições de energia, medições de tensão, medições de corrente, por exemplo, etc. Além disso, o sistema de coleta de dados de transformador de distribuição 105 pode coletar dados operacionais relacionados ao meio ambiente em que os transformadores de distribuição 104, 121 estão situados, tais como, por exemplo, a temperatura no interior dos transformadores de distribuição 104, 121.

[034] De acordo com uma modalidade da presente invenção, o sistema de coleta de dados de transformador de distribuição 105 faz interface elétrica com linhas elétricas 101c, 101d (um conjunto de três linhas elétricas, por exemplo, se a energia é trifásica) que estão fornecendo eletricidade aos transformadores de distribuição 104, 121. Assim, o sistema de coleta de dados de transformador de distribuição 105 coleta os dados que representam a quantidade de eletricidade que estiver sendo fornecida aos transformadores de distribuição 104, 121. Em uma outra modalidade, o sistema de coleta de dados de transformador de distribuição 105 faz interface elétrica com as linhas elétricas 101e-101j (isto é, as linhas elétricas que fornecem energia aos locais de consumidores 106-111 ou quaisquer outras linhas elétricas do transformador de distribuição que transmite a energia pela rede de energia para os locais de consumidores 106-111).

[035] Além disso, cada local de consumidor 106-111 compreende um sistema elétrico (não mostrado) para o fornecimento de eletricidade recebida dos transformadores de distribuição 104, 121 a um ou mais portas elétricas (não mostradas) do local de consumidor 106-111. Observe-se que as portas elétricas podem ser portas internas ou externas.

[036] O sistema elétrico de cada local de consumidor 106-111 faz interface com um medidor elétrico de local de consumidor correspondente 112-117, respectivamente. Cada medidor elétrico 112-117 mede a quantidade de eletricidade consumida pelo sistema elétrico do local de consumidor ao qual está acoplado. Para se cobrar de um cliente que é responsável pelo local de consumidor, uma companhia de energia (uma companhia elétrica ou uma companhia medidora, por exemplo) obtém os dados indicativos das medições efetuadas pelos medidores elétricos 112-117 e usa estas medições para determinar a quantidade em dólares da fatura do consumidor representativa da quantidade de eletricidade que foi consumida no local de consumidor 106-111. Mais exatamente, as leituras tiradas dos medidores 112-117 refletem a quantidade real de energia consumida pelo sistema elétrico do local de consumidor respectivo. Assim, em uma modalidade da presente invenção, os medidores 112- 117 armazenam dados indicativos da energia consumida pelos consumidores.

[037] Durante a operação, os medidores 112-117 podem ser sondados usando-se qualquer um de uma série de métodos para obter e armazenar dados indicativos da quantidade de energia que estiver sendo consumida pelo sistema elétrico do local de consumidor respectivo do medidor. Neste sentido os funcionários da empresa de serviços podem ir fisicamente aos locais de consumidores 106-111 e fazer a leitura do medidor 112-117 respectivo do local de consumidor. Em tal ambiente, os funcionários podem lançar os dados indicativos das leituras no sistema eletrônico, um dispositivo manual, por exemplo, um computador pessoal (PC) ou um computador laptop. Periodicamente, os dados lançados podem ser transmitidos a um repositório de análise. Adicionalmente, a obtenção dos dados dos medidores pode ser eletrônica e automatizada. Os medidores 112-117, por exemplo, podem ser acoplados de modo comunicativo a uma rede (não mostrada) uma rede sem fio, por exemplo, e periodicamente os medidores 112-117 podem transmitir automaticamente dados a um repositório, descrito no presente documento com referência à Figura 2A.

[038] Conforme será descrito mais detalhadamente no presente documento, os dados de medidores (não mostrados) (isto é, os dados indicativos de leituras tiradas pelos medidores 112-117) e os dados de transformador (não mostrados) (isto é, os dados indicativos de leituras tiradas pelo sistema de coleta de dados de transformador 105) podem ser armazenados, comparados e analisados para determinar se eventos específicos ocorreram, tal como se está ocorrendo furto de eletricidade, por exemplo, ou se ocorreu entre os transformadores de distribuição 104, 121 e os local de consumidor 106-111 ou para determinar se tendências de uso de energia indicam a necessidade de um equipamento de fornecimento de energia adicional. Neste sentido, no tocante à análise de furto, se a quantidade de eletricidade que estiver sendo recebida nos transformadores de distribuição 104, 121 for muito maior do que o total cumulativo (ou agregado) da eletricidade que estiver sendo fornecida aos locais de consumidores 106-111, então há uma possibilidade de que o infrator possa estar furtando eletricidade da empresa que fornece a energia.

[039] Em uma modalidade, o sistema de transmissão e distribuição 100 de energia compreende ainda um sistema de coleta de dados da linha (LDCS) 290. O LDCS 290 coleta dados de linha das linhas de transmissão 101b-101d. Os dados de linha constituem dados indicativos da energia/eletricidade medida. Tais dados podem ser comparados, por exemplo, aos dados de medidor (coletados nos locais de consumidores 106-111 descritos com mais detalhes no presente documento) e/ou aos dados de transformador (coletados nos transformadores de distribuição 104, 121 descritos com mais detalhes no presente documento) para determinar perdas de eletricidade ao longo da rede de energia, uso de eletricidade, necessidade de energia ou medidas de consumo de energia da rede de energia. Em uma modalidade, os dados coletados podem ser usados para determinar se está ocorrendo furto de eletricidade ou se este furto ocorreu entre uma subestação de transmissão e uma subestação de distribuição ou entre uma subestação de distribuição e um transformador de distribuição (isto é, o transformador de distribuição que transmite energia ao local de consumidor). Observe-se que LDCS 290 está acoplado às linhas de transmissão 101b, 101c e 10l1d, respectivamente, acoplando-se assim às linhas de energia de tensão média (MV). O LDCS 290 mede e coleta dados operacionais, conforme descrito acima. Em uma modalidade, o LDCS pode transmitir dados operacionais, tais como, por exemplo, de potência, energia, tensão e/ou corrente, relativos às linhas elétricas MV 101b, 101lc e 101d.

[040] A Figura 2A ilustra o sistema de coleta de dados de transformador 105 de acordo com uma modalidade da presente invenção e uma pluralidade de dispositivos de coleta de dados de medidor 986-991. O sistema de coleta de dados de transformador 105 compreende um ou mais dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 (Figura 1). Observe-se que somente dois dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 são mostrados na Figura 2A, mas podem ser usados dispositivos de monitoramento de transformador adicionais em outras modalidades, um ou uma pluralidade de dispositivos de monitoramento de transformador para cada transformador de distribuição 104, 121 (Figura 1) sendo monitorados, o que é descrito mais detalhadamente no presente documento.

[041] Mais exatamente, em uma modalidade da presente invenção, os dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 são acoplados ao lado secundário dos transformadores de distribuição 104, 121 respectivamente. Assim, as medições tiradas pelos dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 são tiradas, na verdade nos transformadores de distribuição 104, 121 entre os transformadores de distribuição 243, 244 e o local de consumidor 106-111 (Figura 1).

[042] Adicionalmente, os dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244, os dispositivos de coleta de dados do medidor 986-991 e um dispositivo de computação de operações 287 podem se comunicar por meio de uma rede 280. A rede 280 pode ser qualquer tipo de rede através da qual os dispositivos podem transmitir dados, incluindo, mas sem limitação, uma rede sem fio, uma rede de área ampla, uma rede de área grande, ou qualquer tipo de rede conhecido na técnica ou que venha a ser desenvolvido no futuro.

[043] Em uma outra modalidade, os dados de medidor 935- 940 e os dados de transformador 240, 241 podem ser transmitidos por uma conexão direta ao dispositivo de computação de operações 287 ou ser transferidos manualmente ao dispositivo de computação de operações 287. A título de exemplo, os dispositivos de coleta de dados de medidor 986- 991 podem ser diretamente conectados ao dispositivo de comutação de operações 287 por meio de uma conexão direta, tal como, por exemplo, uma linha de transporte-T 1 (T1). Além disso, os dados de medidor 935-940 podem ser coletados por um dispositivo eletrônico portátil (não mostrado) que é então conectado ao dispositivo de computação de operações 287 para a transferência dos dados de medidor coletados ao dispositivo de computação de operações 287. Além disso, os dados de medidor 935-940 podem ser coletados manualmente por inspeção visual pelos funcionários da empresa fornecedora de serviço e fornecidas ao dispositivo de computação de operações 287 em um formato específico, tal como valores separados por vírgula (CSV).

[044] Observe-se que em outras modalidades da presente invenção, os dispositivos de coleta de dados de medidor 986-991 podem ser os medidores 112-117 (Figura 1) propriamente ditos, e os medidores 112-117 podem ser equipados com equipamento de comunicação de rede (não mostrado) e uma lógica (não mostrada) configurada para a obtenção de leituras, o armazenamento das leituras e a transmissão de leituras tiradas pelos medidores 112-117 para o dispositivo de computação de operações 287.

[045] Os dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 são acoplados eletricamente os transformadores de distribuição 104, 121 respectivamente. Em uma modalidade, os dispositivos 243, 244 são eletricamente acoplados aos transformadores de distribuição 104, 121 respectivamente em um lado secundário dos transformadores de distribuição 104,

121.

[046] Os dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 compreendem um ou mais sensores (não mostrados) que fazem interface com um ou mais linhas elétricas (não mostradas) conectando os transformadores de distribuição 104, 121 aos locais de consumidores 106-111 (Figura 1).

Assim, o um ou mais sensores dos dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 captam características elétricas, tais como tensão e/ou corrente, por exemplo, presentes nas linhas elétricas à medida que a energia é fornecida aos locais de consumidores 106-111 através das linhas elétricas 101e-101f. Periodicamente, os dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 detectam estas características elétricas, traduzem as características captadas nos dados de transformador 240, 241 indicativas de características elétricas, tais, como, por exemplo, potência, e transmitem dados de transformador 240, 241 ao dispositivo de computação de operações 287 por meio da rede 280. Quando os dados forem recebidos, o dispositivo de computação de operações 287 armazena oS dados de transformador 240, 241 recebidas.

[047] Observe-se que há um dispositivo de monitoramento de transformador ilustrado para cada transformador de distribuição no sistema exemplar, isto é dispositivo de monitoramento de transformador 243 para monitorar oO transformador 104 (Figura 1) e o dispositivo de monitoramento de transformador 244 para monitorar oO transformador 121 (Figura 1). Pode haver dispositivos de monitoramento de transformador adicionais para a monitoração de transformadores adicionais em outras modalidades.

[048] Os dispositivos de coleta de dados de medidor 986-991 são acoplados comunicativamente à rede 280. Durante a operação cada dispositivo de coleta de dados de medidor 986-991 detecta características elétricas da eletricidade, tais como tensão e/ou corrente que são transmitidas pelos transformadores de distribuição 104, 121. Cada dispositivo de coleta de dados de medidor 986-991 traduz as características captadas em dados de medidor 0935-940, respectivamente. Os dados de medidor 935-940 são dados indicativos de características elétricas, tais como, por exemplo, energia consumida além de medições específicas de tensão e/ou corrente. Além disso, cada dispositivo de coleta de dados de medidor 986-991 transmite os dados de medidor 92935-940, respectivamente ao dispositivo de computação de operações 287 por meio da rede 280. Depois de terem sido recebidos os dados, o dispositivo de computação de operações 287 armazena os dados de medidor 935-940 recebidos dos dispositivos de coleta de dados de medidor 986-991 marcados (ou chaveados) com um identificador único correspondendo ao dispositivo de coleta de dados de medidor 986-991 que transmite os dados de medidor 935-940.

[049] Em uma modalidade, cada dispositivo de coleta de dados de medidor 986-991 pode compreender tecnologia de Leitura Automática de Medidor (AMR), isto é lógica (não mostrada) e/ou hardware ou tecnologia de infraestrutura Automática de Medição (AMI), tal como lógica (não mostrada) e/ou hardware para a coleta e transmissão de dados a um repositório central (ou mais repositórios centrais), tal como o dispositivo de computação de operações 287.

[050] Em tal modalidade, a tecnologia AMR e/ou tecnologia AMI de cada dispositivo 986-991 coleta dados indicativos de consumo de eletricidade pelo seu sistema de energia do local de consumidor respectivo e diversas outras informações diagnósticas. A lógica de medidor de cada dispositivo de coleta de dados de medidor 986-991 transmite os dados ao dispositivo de computação de operações 287 por meio da rede 280, conforme foi descrito acima. Observe-se que a implementação da tecnologia de AMR pode incluir hardware tal como, por exemplo, dispositivo manuais, dispositivos móveis e dispositivos de rede baseados em plataformas de telefonia (por fio e sem fio), radiofrequência (RF) ou comunicações por linha elétrica (PLC).

[051] Depois dos dados terem sido recebidos, o dispositivo de computação de operações 287 compara os dados de medidor agregados daqueles medidores que correspondem a um único transformador com os dados de transformador 240, 241 recebidos do transformador que forneceu os dados de transformados 240, 241.

[052] Assim, pressupõe-se que os dispositivos de coleta de dados de medidor 986-988 estão acoplados aos medidores 112-114 (Figura 1) e transmitem dados de medidor 935-937, respectivamente e o transformador de distribuição 104 está acoplado ao dispositivo de monitoramento de transformador

243. Em tal caso, os medidores 112-114, medem a eletricidade fornecida pelo transformador de distribuição 104 e consumida pelo sistema elétrico do local de consumidor 106-108 respectivo. Portanto, o dispositivo de computação de operações 287 agrega (tal como soma) os dados contidos nos dados de medidor 935-937 (tal como o uso de energia registrado por cada medidor 112-114) e compara o agregado com os dados de transformador 240 fornecidos pelo dispositivo de monitoramento de transformador 243.

[053] Se o dispositivo de computação de operações 287 determinar que a quantidade de energia que estiver sendo fornecida aos locais de consumidores 106-108 conectados ao transformador de distribuição 104 é substancialmente inferior à quantidade de energia que estiver sendo transmitida ao transformador de distribuição 104, o dispositivo de computação de operações 287 pode determinar que o furto de energia (ou d eletricidade) está ocorrendo entre o transformador de distribuição 104 e os locais de consumidores 106-108 aos quais o transformador de distribuição 104 está conectado.

[054] Em uma modalidade, o dispositivo de computação de operações 287 pode armazenar dados indicativos de furto de eletricidade. Em uma outra modalidade, o dispositivo de computação de operações 287 pode ser monitorado por um usuário (não mostrado) e o dispositivo de computação de operações 287 pode iniciar um alerta visual ou audível de que está ocorrendo furto de energia (ou de eletricidade). Este processo será descrito com mais detalhes no presente documento.

[055] Em uma modalidade, o dispositivo de computação de operações 287 identifica, armazena e analisa os dados de medidor 935-940 com base em um identificador único específico associado com o medidor 112-117 ao qual os dispositivos de coleta de dados de medidor 986-991 estão acoplados. Além disso, o dispositivo de computação de operações 287 identifica, armazena e analisa dados de transformador 240, 241 com base em um identificador único associado com os transformadores de distribuição 104, 121 que transmitiram os dados de transformador 240, 241 ao dispositivo de computação de operações 287.

[056] Assim, em uma modalidade antes da transmissão dos dados para o dispositivo de computação de operações 287, tanto os dispositivos de coleta de dados de medidor 986-991 como os dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 são povoados internamente com um identificador único (isto é, um único identificador identifica o dispositivo de coleta de dados de medidor 986-991 e um identificador único identifica o dispositivo de monitoramento de transformador 243, 244). Além disso, cada dispositivo de coleta de dados de medidor 986-991 pode ser povoado com o identificador único do transformador 104, 121 ao qual o dispositivo de coleta de dados de medidor 986-991 está conectado.

[057] Em tal modalidade, quando o dispositivo de coleta de dados de medidor 986-991 transmite os dados de medidor 935-940 ao dispositivo de computação de operações 287, o dispositivo de computação de operações 287 pode determinar qual é o transformador de distribuição 104 ou 121 atendeu o local de consumidor 106-111 específico. A título de exemplo, durante a instalação de uma porção da rede (isto é, o sistema de transmissão e distribuição 100 de energia que compreende os transformadores de distribuição 104, 121 e os medidores 112-117, o dispositivo de computação de operações 287 pode receber dados da instalação dos transformadores de distribuição 104, 121 e dos dispositivos de coleta de dados de medidor 986-991 identificando o dispositivo do qual eles foram enviados e um identificador único identificando o componente ao qual o dispositivo de coleta de dados de medidor 986-990 está conectado.

[058] A Figura 2B ilustra o sistema de coleta de dados de linha 290 de acordo com uma modalidade da presente invenção. O sistema de coleta de dados de linha 290 compreende uma pluralidade de dispositivos de monitoramento de linha 270-272 e o dispositivo de computação de operações

287. Cada um dos dispositivos de monitoramento de linha 270-272 se comunica com o dispositivo de computação de operações 287 por meio da rede 280.

[059] Com referência à Figura l, os dispositivos de monitoramento de linha 270-272 são eletricamente acoplados às linhas de transmissão 101b, 101c e 101d, respectivamente. Em uma modalidade, cada um dos dispositivos de monitoramento de linha 270-272 compreende um ou mais sensores (não mostrados) que fazem interface com as linhas de transmissão 101b, 10lc e 10l1d conectando a subestação de transmissão 102 a jusante ao transformador de subestação de distribuição 103 ou conectando o transformador de subestação de distribuição 103 a jusante aos transformadores de distribuição 104, 121.

[060] O um ou mais sensores dos dispositivos de monitoramento de linha 270-272 detectam as características elétricas, tais como tensão e/ou corrente, presentes à medida que a corrente corre através das linhas de transmissão 101b, 101c, e 101d respectivamente. Periodicamente, cada um dos dispositivos de monitoramento de linha 2700-272 detecta tais características elétricas, traduz as características detectadas em dados de linha 273- 275, respectivamente, indicativos de ais características, e transmite os dados de linha 273-275 ao dispositivo de computação de operações 287 por meio da rede 280. Depois de recebidos os dados, o dispositivo de computação de operações 287 armazena os dados da linha 273-275 recebidos dos dispositivos de monitoramento de linha 270-272.

[061] A Figura 3 ilustra uma modalidade de um dispositivo de monitoramento de transformador de finalidade geral 1000 que pode ser usado como dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 ilustrados na Figura 2A e/ou dispositivos de monitoramento de linha 270- 272 (Figura 2B). O dispositivo de monitoramento de transformador 1000 pode ser instalado nos cabos condutores (não mostrados) e usado para coletar dados indicativos de tensão e/ou corrente provenientes dos cabos condutores aos quais ele está acoplado.

[062] O dispositivo de monitoramento de transformador de finalidade geral 1000 compreende uma unidade satélite 1021 que é eletricamente acoplada a uma unidade principal 1001 por meio de um cabo 1011. O dispositivo de monitoramento de transformador de finalidade geral 1000 pode ser usado em uma série de diferentes métodos para coletar dados de tensão e/ou de corrente (isto é, dados de transformador 240, 241 (Figura 2A) provenientes dos transformadores de distribuição 104, 121 (Figura 1) e das linhas elétricas 101b-1013).

[063] Para coletar dados de tensão e/ou de corrente, a unidade satélite 1021 e/ou a unidade principal 1001 é instalada ao redor de um cabo condutor ou de conectores de cabos condutores (também conhecidos como uma “bucha”).

[064] Neste sentido, a unidade satélite 1021 do dispositivo de monitoramento de transformador de finalidade geral 1000 compreende duas seções 1088 e 1089 que são acopladas por dobradiça na dobradiça 1040. Quando instaladas e em uma posição fechada (conforme mostrado na Figura 3) as seções 1088 e 1089 se conectam entre si por meio de um trinco 1006 e o cabo condutor passa através de uma abertura 1019 formada pelo acoplamento das seções 1088 e 1089.

[065] A unidade satélite 1021 compreende ainda uma carcaça de unidade sensora 1005 que aloja um dispositivo de detecção de corrente (não mostrado) para captar acorrente que passa pelo cabo condutor ao redor do qual são instaladas as seções 1088 e 1089. Em uma modalidade, o dispositivo de detecção de corrente compreende uma implementação de uma ou mais sensor de corrente sem alma conforme descrito na patente U.S. No. 7.940.039 que é incorporada ao presente documento a título de referência.

[066] A unidade principal 1001 compreende seções 1016 e 1017 que são acopladas em dobradiça na dobradiça 1015. Quando instaladas em uma posição fechada (conforme mostrado na Figura 3), as seções 1016 e 1017 se conectam entre si por meio de um trinco 1002 e um cabo condutor passa por uma abertura 1020 formada pelo acoplamento das seções 1016 e

1017.

[067] A unidade principal 1001 compreende uma seção de carcaça de unidade sensora 1018 que aloja um dispositivo de detecção de corrente (não mostrado) para captara corrente que corre através do cabo condutor ao redor do qual as seções 1016 e 1017 estão instaladas. Conforme foi descrito acima no tocante à unidade satélite 1021, o dispositivo de detecção de corrente compreende uma implementação de uma ou mais bobinas de Rogowski conforme descrito na patente U.S. No. 7.940.039 que é incorporada ao presente documento a título de referência.

[068] Ao contrário do que ocorre com a unidade satélite

1021, a seção da unidade principal 1017 compreende uma seção de carcaça em forma de uma caixa estendida 1012. Dentro da seção de carcaça 1012 reside uma ou mais placas de circuito impresso (PCB) (não mostrado), microcircuitos de semicondutores (não mostrados) e/ou outros componentes eletrônicos (não mostrados) para a efetuação de operações relacionadas com o dispositivo de monitoramento de transformador de finalidade geral 1000. Em uma modalidade, a seção de carcaça 1012 é uma carcaça substancialmente retangular; no entanto, podem ser usados em outras modalidades carcaças de diferentes tamanhos e diferentes formatos.

[069] Adicionalmente, a unidade principal 1001 compreende ainda um ou mais cabos 1004, 1007. Os cabos 1004, 1007 podem ser acoplados a um cabo condutor ou à barramentos correspondentes (não mostrados) e a condutor de terra ou de tensão de referência (não mostrado) respectivamente, para o cabo condutor correspondente, que será descrito mais detalhadamente abaixo.

[070] Observe-se que os métodos de acordo com uma modalidade da presente invenção usam o dispositivo de monitoramento 1000 descrito para a coleta de dados de corrente e/ou de tensão. Observe-se ainda que o dispositivo de monitoramento 1000 descrito é portátil e de fácil conexão e/ou acoplamento a um condutor elétrico e/ou a postes de transformador. Devido ao método não invasivo de instalação da unidade satélite e da unidade principal ao redor de um condutor e a conexão dos cabos 1004, 1007 a pontos de conexão, um operador (ou funcionário da empresa) não precisa desenergizar um transformador 104, 121 para uma conexão ou acoplamento a ele. Além disso, não é necessária nenhuma perfuração (ou outra técnica invasiva) da linha elétrica durante a instalação da rede de energia. Assim, o dispositivo de monitoramento 1000 é fácil de ser instalado. Assim, a instalação da rede elétrica é fácil de ser efetuada.

[071] Durante operação a unidade satélite 1021 e/ou a unidade principal 1001 coleta dados indicativos de corrente através de um cabo condutor. A unidade satélite 1021 transmite os seus dados coletados por meio do cabo 1011 à unidade principal 1001. Adicionalmente, os cabos 1004, 1007 podem ser usados para coleta de dados indicativos de tensão correspondendo a um cabo condutor ao redor do qual é instalado a unidade satélite. Os dados indicativos da corrente e tensão detectados correspondendo ao condutor podem ser usados para calcular o uso de energia.

[072] Conforme foi indicado acima, há uma série de diferentes métodos que podem ser empregados usando-se o dispositivo de monitoramento de finalidade geral 1000 para coletar dados de corrente e/ou de tensão e calcular o uso de energia.

[073] Em uma modalidade, o dispositivo de monitoramento de transformador de finalidade geral 1000 pode ser usado para coletar dados de tensão e de corrente de um sistema trifásico (se forem usados múltiplos dispositivos de monitoramento de transformador de finalidade geral 100) ou um sistema monofásico.

[074] No tocante a um sistema monofásico, o sistema monofásico tem dois cabos condutores e um cabo neutro. A eletricidade fornecida a uma residência típica nos Estados

Unidos, por exemplo, tem dois cabos condutores (ou cabos quentes) e um cabo neutro. Observe-se que a tensão através dos cabos condutores em tal exemplo é de 240 Volts (a tensão total fornecida) e a tensão através de um dos cabos condutores e do neutro é de 120 Volts. Tal exemplo é tipicamente considerado um sistema monofásico.

[075] Em um sistema trifásico há tipicamente três cabos condutores e um cabo neutro (às vezes pode não haver um cabo neutro). Em um sistema, a tensão medida em cada cabo condutor é de 120º fora de fase da tensão nos outros dois cabos condutores. Os dispositivos de monitoramento de transformador de finalidade geral 1000 podem obter leituras de corrente de cada cabo condutor e leituras de tensão entre cada um dos cabos condutores e o neutro (ou obter leituras de tensão entre cada um dos cabos condutores). Tais leituras podem então ser usadas para calcular a energia usada.

[076] Observe-se que a unidade principal 1001 do dispositivo de monitoramento de transformador de finalidade geral 1000 compreende ainda uma ou mais diodos emissores de luz (LEDs) 1003. Os LEDs podem ser usados por lógica (não mostrada, mas citada com referência à Figura 4 como lógica analítica 308) para indicar o estado, as operações Ou outras funções conduzidas pelo dispositivo de monitoramento de transformador de finalidade geral 1000.

[077] A Figura 4 ilustra uma modalidade exemplar do dispositivo de computação de operações 287 ilustrado na Figura 2A. Conforme mostrado pela Figura 4, o dispositivo de computação de operações 287 compreende lógica analítica 308, dados de medidor 390, dados de transformador 391,

dados de linha 392, e dados de configuração 312 todos armazenados na memória 300.

[078] A lógica analítica 308 geralmente controla a funcionalidade do dispositivo de computação de operações 287, conforme será descrito mais detalhadamente abaixo. Deve ser observado que a lógica analítica 308 pode ser implementada em software, hardware, firmware ou qualquer combinação deles. Em uma modalidade exemplar ilustrada na Figura 4, a lógica analítica 308 é implementada em software e armazenada na memória 300.

[079] Observe-se que a lógica analítica 308, quando implementada em software, pode ser armazenada e transportada em qualquer meio legível por computador para uso por um aparelho de execução de instruções, Ou em conexão com ele, que possa obter e executar instruções. Dentro do contexto deste documento, um “meio legível por computador” pode ser qualquer meio que possa conter ou armazenar um programa de computador para uso por um aparelho de execução de instruções ou em conexão com ele.

[080] À modalidade exemplar do dispositivo de computação de operações 287 ilustrado na Figura 4 compreende pelo menos um elemento de processamento convencional 302, tal como um processador de sinal digital (DSP) ou uma unidade de processamento central (CPU) que comunica com os demais elementos, ou acione estes elementos, dentro do dispositivo de computação de operações 287 por meio de uma interface local 301 que pode incluir pelo menos um barramento. Além disso, o elemento de processamento 302 é configurado para executar instruções de software, tais como a lógica analítica 308.

[081] Uma interface de entrada 303, por exemplo, um teclado ou mouse, pode ser usado para lançar dados de um usuário do dispositivo de computação de operações 287 e uma interface de saída 304, uma impressora ou tela de exibição, por exemplo, (um dispositivo de exibição de cristal líquido (LCD), por exemplo) pode ser usado para emitir dados ao usuário. Além disso, uma interface de rede 305, tal como um modem, permite que o dispositivo de computação de operações 287 se comunique por meio da rede 280 (Figura 2A) com outros dispositivos em comunicação com a rede 280.

[082] Conforme foi indicado acima, os dados de medidor 390, os dados de transformador 391, os dados de linha 392 e os dados de configuração 312 são armazenados na memória

300. Os dados de medidor 390 consistem em dados indicativos das medições de uso de energia e/ou outras características elétricas obtidas de cada um dos medidores 112-117 (Figura 1). Neste sentido, os dados de medidor 390 consistem em uma representação arada dos dados de medidor 935-940 (Figura 2) recebidos dos dispositivos de coleta de dados de medidor 986-991 (Figura 2A).

[083] Em uma modalidade, a lógica analítica 308 recebe os dados de medidor 935-940 e armazena os dados de medidor 935-940 (em forma de dados de medidor 390) de modo tal que os dados de medidor 935-940 possam ser obtidos com base no transformador 104 ou 121 (Figura 1) ao qual é acoplado o medidor 112-117 correspondente aos dados de medidor. Observe-se que os dados de medidor 390 são dinâmicos e são coletados periodicamente por dispositivos de coleta de dados de medidor 986-991 dos medidores 112-117. Os dados de medidor 390, por exemplo, podem incluir, mas sem limitação,

dados indicativos de medições de corrente, medições de tensão e/ou cálculos de potência durante um período de tempo por medidor 112-117 e/ou por transformador 104 ou

121. A lógica analítica 308 pode usar os dados de medidor 390 coletados para determinar se a quantidade de eletrificada fornecida pelo transformador correspondente 104 ou 121 é substancialmente igual à eletricidade que é recebida no local de consumidor 106-111.

[084] Em uma modalidade, cada lançamento dos dados de medidor 935-940 nos dados de medidor 390 é associado com um identificador (não mostrado) identificando o medidor 112- 117 (Figura 1) do qual são coletados os dados de medidor 935-940. Tal identificador pode ser aleatoriamente gerado no medidor 112-117 por meio da lógica (não mostrada) executada no medidor 112-117.

[085] Em tal caso, os dados indicativos do identificador gerado pela lógica no medidor 112-117 podem ser comunicados ou de outro modo qualquer transmitidos ao dispositivo de monitoramento de transformador 243 ou 244 ao qual o medidor está acoplado. Assim, quando o dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 transmitem dados de transformador 240, 241, cada dispositivo de monitoramento de transformador 243, 244 pode também transmitir o seu identificador de medidor único (e/ou o identificador único do medidor que enviou ao dispositivo de monitoramento de transformador 243, 244 os dados de medidor). Depois do recebimento dos dados, a lógica analítica 308 pode armazenar os dados de transformador 240, 241 (em forma de dados de transformador 391) recebidos e o identificador único do dispositivo de monitoramento de transformador 243, 244 e/ou o identificador único de medido tal que os dados de transformador 391 podem ser buscados nos identificadores únicos quando estiverem sendo efetuados os cálculos. Além disso, a lógica analítica 308 pode armazenar os identificadores únicos dos dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 que correspondem aos identificadores únicos dos medidores 112-117 dos quais os dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244 correspondentes recebem dados de medidor. Assim, a lógica analítica 308 pode usar os dados de configuração 312 quando estiver efetuando as operações, tais como a agregação de lançamentos de dados de medidor específicos 390 para comparar com os dados de transformador 391.

[086] Os dados de transformador 391 são dados indicativos das medições de uso de energia agregadas obtidas dos transformadores de distribuição 104, 121. Tais dados são dinâmicos e são coletados periodicamente. Observe-se que os dados de transformador 240, 241 compreendem dados indicativos de medições de corrente, medições de tensão e/ou cálculos de potência durante um período de tempo que indica a quantidade de energia agregada fornecida ao local de consumidor 106-111. O especial é que os dados de transformador 391 compreendem dados indicativos da energia agregada que estiver sendo enviada a um “grupo”, isto é, a dois ou mais locais de consumidores —“sendo monitorados pelos dispositivos de monitoramento de transformador 243, 244, embora os dados de transformador 391 possam compreender dados de energia que estiverem sendo enviados a somente um local de consumidor sendo monitorado pelo dispositivo de monitoramento de transformador.

[087] Em uma modalidade, durante a instalação de uma rede de distribuição 119 (Figura 1), a lógica analítica 308 pode receber dados identificando o identificador único para um ou mais transformadores 104, 121. Além disso, quando um dispositivo de monitoramento de transformador 243, 244 estiver instalado e eletricamente acoplado a um ou mais transformadores 104, 121, dados indicativos do identificador único dos transformadores 104, 121 podem ser fornecidos aos medidores 112-1117 e/ou ao dispositivo de computação de operações 287, conforme foi descrito acima. O dispositivo de computação de operações 287 pode armazenar os identificadores únicos (isto é, os identificadores únicos para os transformadores) em dados de configuração 312, de modo tal, que cada medidor 112-117 seja correlacionado na memória com um identificador único que identifica o transformador de distribuição do qual o local de consumidor 106-111 associado com o medidor 112-117 recebe a energia.

[088] Os dados de linha 273-275 são dados indicativos de medições de uso de energia obtidos do sistema de coleta de dados de linha 290 ao longo das linhas de transmissão 101b-101d no sistema 100. Tais dados são dinâmicos e são coletados periodicamente. Observe-se que os dados de linha 273-274 compreendem dados indicativos de medições de corrente, medições de tensão e/ou cálculos de potência durante um período de tempo que indica a quantidade de energia agregada fornecida ao transformador de subestação de distribuição 103 e os transformadores de distribuição 104, 121. O notável é que os dados de linha 392 compreendem dados indicativos da energia agregada que está sendo enviada a um “grupo”, isto é, um ou mais transformadores de subestação de distribuição 103.

[089] Durante uma operação, a lógica analítica 308 recebe dados de medidor 935-940 por meio da interface de rede 305 da rede 280 (Figura 2) e armazena os dados de medidor 935-940 em forma de dados de medidor 390 na memória

300. Os dados de medidor 390 estão armazenados de modo tal que eles podem ser obtidos correspondendo ao transformador de distribuição 104, 121 que abastece o local de consumidor 1006-111 ao qual correspondem os dados de medidor. Observe- se que há diversos métodos que podem ser empregados para o armazenamento de tais dados que incluem o uso de identificadores únicos, conforme foi descrito acima, Ou dados de configuração 312 também descritos acima.

[090] A lógica analítica 308 pode executar uma variedade de funções para analisar ainda mais o sistema de transmissão e distribuição de energia 100 (Figura 1). Como um exemplo, e conforme foi discutido acima, a lógica analítica 308 pode usar os dados de transformador 391 coletados, os dados de linha 392 e/ou os dados de medidor 390 para determinar se o furto de eletricidade está ocorrendo ao longo das linhas de transmissão l101a, 101b ou das linhas de distribuição 101c-101j%. Neste sentido a lógica analítica 308 pode comparar a energia agregada consumida pelo grupo de locais de consumidores (locais de consumidores 106-108 ou 1009-111, por exemplo) e comparar o agregado calculado com a energia realmente fornecida pelo transformador de distribuição 104 ou 121 correspondente. Além disso, a lógica analítica 308 pode comparar a energia transmitida ao transformados de subestação de distribuição 103 e a energia agregada recebida pelos transformadores de distribuição 104, 121, ou então a lógica analítica 308 pode comparar a energia transmitida à subestação de transmissão 102 e a energia agregada recebida por um ou mais transformadores de subestação de distribuição 103.

[091] Se as comparações indicarem que o furto de eletricidade está ocorrendo em qualquer ponto no sistema de distribuição e transmissão de energia 100, a lógica analítica 308 pode avisar um usuário do dispositivo de computação de operações 287 de que há a possibilidade de um problema. Além disso, a lógica analítica 308 pode apontar exatamente um local no sistema de transmissão e distribuição 100 de energia onde possa estar ocorrendo o furto. Neste sentido a lógica analítica 308 pode ter um alarme visual ou audível para o usuário que pode incluir um mapa do sistema 100 e um identificado visual localizador do problema.

[092] Conforme foi indicado acima, a lógica analítica 308 pode efetuar uma variedade de operações e análises com base nos dados recebidos. Como um exemplo, a lógica analítica 308 pode efetuar uma análise de contribuição de capacidade de sistema. Neste sentido a lógica analítica 308 pode determinar quando um ou mais dos locais de consumidores 106-111 têm uso de energia de pico coincidentes (e/ou necessidades). A lógica analítica 308 determina com base nestes dados, prioridades associadas com a pluralidade de locais de consumidores 106-111 tal como qual o local de consumidor que exige uma carga de pico específica e a qual momento. As cargas necessárias pelos locais de consumidores 1106-111 podem afetar necessariamente as cargas de capacidade de sistema; assim a prioridade pode ser usada para determinar qual o local de consumidor 106- 111 que pode se beneficiar com o gerenciamento de demandas.

[093] Adicionalmente, a lógica analítica 308 pode usar os dados de medidor 390 (Figura 4), os dados de transformador 391, os dados de linha 392 e os dados de configurações 312 (a que se refere em conjunto como “dados do dispositivo de computação de operações”) para determinar a carga ativa. As análises podem ser efetuadas para carga de subestação e alimentador, por exemplo, carregamento de transformador, carregamento de seção de alimentador, carregamento de seção de linha, e carregamento de cabo. Além disso, os dados do dispositivo de computação de operações podem ser usados para produzir cálculos de tensão detalhadas e análise do sistema 100 e/ou cálculos de perda técnica para os componentes do sistema 100 e para comparar tensões sofridas em cada transformador de distribuição com tensões nominais mínimas/máximas de fabricante de transformador de distribuição e para identificar tal(tais transformador (es) de distribuição que estão operando fora das faixas de tensões sugeridas pelo fabricante,, ajudando assim a isolar os casos de queda e aumento de potência e identificar as informações sobre o dimensionamento e longevidade do transformador de distribuição.

[094] Em uma modalidade, uma firma de prestação de serviços pode instalar dispositivos de controle de carga (não mostrados). Em tal modalidade, a lógica analítica 308 pode usar os dados do dispositivo de computação de operações para identificar um ou mais locais de dispositivos de controle de carga.

[095] A Figura 5 ilustra uma modalidade exemplar do dispositivo de monitoramento de transformador 1000 ilustrado na Figura 3. Conforme mostrado na Figura 5, oO dispositivo de monitoramento de transformador 1000 compreende a lógica de controle 2003, dados de tensão 2001, dados de corrente 2002 e dados de potência 2020 armazenados na memória 2000.

[096] A lógica de controle 2003 controla a função do dispositivo de monitoramento de transformador 1000, conforme será descrito mais detalhadamente abaixo. Deve ser observado que a lógica de controle 2003 pode ser implementada em software, hardware, firmware ou qualquer combinação deles. Em uma modalidade exemplar ilustrada na Figura 5, a lógica de controle 2003 é implementada em software e armazenada na memória 2000.

[097] Observe-se que a lógica de controle 2003, quando implementada em software, pode ser armazenada e transportada em qualquer meio legível por computador para uso por um aparelho de execução de instruções ou em conexão com ele, podendo este aparelho buscar e executar instruções. Dentro do contexto deste documento, um “meio legível por computador” pode consistir em qualquer meio que possa conter ou armazenar um programa de computador para uso pelo aparelho de execução de instrução ou em conexão com este aparelho.

[098] À modalidade exemplar do dispositivo de monitoramento de transformador 1000 ilustrado pela Figura 5 compreende pelo menos um elemento de processamento convencional 2004, tal como um processador de sinal digital

(DSP) ou uma unidade de processamento central (CPU), que se comunica com os demais elementos dentro do dispositivo de monitoramento de transformador 1000 por meio de uma interface local 2005 que pode incluir pelo menos um barramento, e acionando este elemento de processamento estes outros elementos. Além disso, o elemento de processamento 2004 é configurado para executar instruções de software, tais como a lógica de controle 2003.

[099] Uma interface de entrada 2006, tal como um teclado ou um mouse, por exemplo, pode ser usada para lançar dados de um usuário do dispositivo de monitoramento de transformador 1000 e uma interface 2007 de saída, uma impressora ou uma tela de exibição, por exemplo, (um dispositivo de exibição de cristal líquido [LCD], por exemplo) pode ser usado para emitir dados ao usuário. Além disso, uma interface de rede 2008 tal como um modem ou um transceptor sem fio permite que o dispositivo de monitoramento de transformador 1000 se comunique com a rede 280 (Figura 2A).

[0100] Em uma modalidade, o dispositivo de monitoramento de transformador 1000 compreende ainda uma interface de comunicação 2050. A interface de comunicação 2050 é qualquer tipo de interface que, quando acessada, permite que os dados de potência 2020, dados de tensão 2001, dados de corrente 2002 ou quaisquer outros dados coletados ou calculados pelo dispositivo de monitoramento de transformador 100 sejam comunicados a um outro sistema ou dispositivo. A título de exemplo, a interface de comunicação pode ser uma interface de barramento serial que permite que um dispositivo que se comunica em série obtenha os dados identificados do dispositivo de monitoramento de transformador 1000. Como um outro exemplo, a interface de comunicação 2050 pode ser um barramento serial universal (USB) que permite que um dispositivo configurado para comunicação USB obtenha os dados identificados do dispositivo de monitoramento de transformador 1000. Outras interfaces de comunicação 2050 podem utilizar Outros métodos e/ou dispositivos para a comunicação incluindo comunicação de radiofrequência (RF), comunicação celular, comunicação por linha elétrica e comunicações WiFi. O dispositivo de monitoramento de transformador 1000 compreende ainda um ou mais dispositivos de coleta de dados de tensão 2009 e um ou mais dispositivos de coleta de dados de corrente 2010. Neste sentido, no tocante ao dispositivo de monitoramento de transformador 1000 ilustrado na Figura 3, O dispositivo de monitoramento de transformador 1000 compreende o dispositivo de coleta de dados de tensão 2009 que pode incluir os cabos 1004, 1007 (Figura 3) que detecta tensões em nodos (não mostrados) em um transformador ao qual os cabos estão fixados. Conforme será descrito com mais detalhes abaixo, a lógica de controle 2003 recebe dados por meio dos cabos 1004, 1007 indicativos das tensões nos nodos e armazena os dados em forma de dados de tensão

2001. A lógica de controle 2003 efetua as operações sobre os dados de tensão 2001 e com eles, incluindo a transmissão periódica dos dados de tensão 2001 para o dispositivo de computação de operações 287, por exemplo, (Figura 2A).

[0101] Além disso, no tocante ao dispositivo de monitoramento de transformador 1000 ilustrado na Figura 3, o dispositivo de monitoramento de transformador 1000 compreende os sensores de corrente (não mostrados) contidos na carcaça de unidade de detecção 1005 (Figura 3) e a seção da carcaça da unidade de detecção 1018 (Figura 3) que são descritos acima. Os sensores de corrente detectam a corrente que passa pelos cabos condutores (ou pelos cabos neutros) ao redor dos quais estão acopladas as carcaças das unidades de detecção 1005, 1018. Conforme será descrito mais detalhadamente abaixo, a lógica de controle 2003 recebe dados indicativos de corrente da unidade de detecção satélite 1021 (Figura 3) por meio do cabo 1011 e os dados indicativos da corrente do sensor e de corrente da unidade principal 1001 contidos na seção de carcaça de unidade de detecção 1018. A lógica de controle 2003 armazena os dados indicativos das correntes detectadas em forma de dados de corrente 2002. A lógica de controle 2003 efetua as operações nos dados de corrente 2002 e com eles, incluindo a transmissão periódica dos dados de tensão 2001 para o dispositivo de computação de operações 287, por exemplo (Figura 2A).

[0102] Observe-se que a lógica de controle 2003 pode efetuar cálculos com os dados de tensão 2001 e com os dados de corrente 2002 antes da transmissão de dados de tensão 2001 e dos dados de corrente 2002 ao dispositivo de computação de operações 287. Neste sentido, a lógica de controle 2003 pode calcular, por exemplo, o uso de energia usando os dados de tensão 2001 e os dados de corrente 2002 no decorrer do tempo e armazenar periodicamente os valores resultantes em forma de dados de potência 2020.

[0103] Durante as operações, a lógica de controle 2003 pode transmitir dados ao dispositivo de computação de operações 287 por meio dos cabos por um método de comunicação por linha elétrica (PLC). Em outras modalidades, a lógica de controle 2003 pode transmitir os dados pela rede 280 (Figura 2A) sem fio ou de outro modo qualquer.

[0104] As Figuras 6-10 ilustram uma aplicação prática exemplar, o uso e a operação do dispositivo de monitoramento de transformador 1000 mostrado no desenho na Figura 3. Neste sentido, a Figura 6 é uma carcaça de transformador 1022 que aloja um transformador (não mostrado), montado em um posto da empresa 1036. Um ou mais cabos 1024-1026 levam a corrente da carcaça de transformador 1022 para um destino (não mostrado), local de consumidor 106-111, por exemplo, (Figura 1). Os cabos 1024- 1026 são conectados à carcaça de transformador nos nodos 1064-1066. Cada nodo 1064-1066 compreende um conector condutor (parte do qual é às vezes denominado barramento).

[0105] A Figura 7 ilustra a unidade satélite 1021 do dispositivo de monitoramento de transformador 1000 estando colocado em um dos nodos 1064-1066 (Figura 6) isto é, em uma posição aberta. Um técnico (não mostrado), um empregado de uma empresa de serviços (não mostrado), por exemplo, desacopla o trinco 1006 (Figura 3) constituído por seções desacoplados 1006a e 1006b e coloca as seções 1088 e 1089 ao redor de uma porção do nodo 1064-1066 de modo tal que a unidade de detecção (não mostrada) faz interface com o nodo e capta uma corrente passando pelo nodo. A Figura 8 ilustra a unidade satélite 1021 do dispositivo de monitoramento de transformador 1000 preso por trinco ao redor do nodo 1064-1066 em uma posição fechada.

[0106] A Figura 9 a unidade principal 1001 do dispositivo de monitoramento de transformador 1000 estando colocado em um dos nodos 1064-1066, isto, em uma posição aberta. O técnico desacopla o trinco 1002, constituído por seções desacopladas 1002a e 1002b e coloca as seções 1016 e 1017 ao redor de uma porção do nodo 1064-1066 de modo tal, que a unidade de detecção (não mostrada) faz interface com o nodo e capta uma corrente que passa pelo nodo. A Figura é um desenho do dispositivo de monitoramento de transformador 1000 preso com trinco ao redor do nodo 1064,

1066. A Figura 10 ilustra a unidade principal 1001 do dispositivo de monitoramento de transformador 1000 presa com trinco ao redor do nodo 1064-1066 e em uma posição fechada.

[0107] Em uma modalidade, os cabos 1004, 1007 (Figura 3) da unidade principal 1001 podem ser conectados a um dos nodos 1064-1066 ao redor dos quais está acoplada a unidade satélite 1021 respectiva e um dos nodos 1064-1066 ao redor do qual está acoplada a unidade principal 1001. Neste sentido, conforme foi descrito acima, o cabo 1004 compreende uma pluralidade de cabos separados e distintos. Um cabo é conectado ao nodo ao redor do qual está acoplada a unidade satélite 1021 e um cabo está conectado ao nodo ao redor do qual está acoplada a unidade principal 1001.

[0108] Durante uma operação, o dispositivo de detecção de corrente contido nas carcaças de unidade de detecção 1005, 1018 (Figura 3) detecta a corrente a partir dos nodos respectivos aos quais elas estão acopladas. Além disso, as conexões feitas pelos cabos 1004, 1007 aos nodos e condutor de referência captam a tensão nos nodos respectivos, isto é, o nodo ao redor do qual está acoplada a unidade principal e o nodo ao redor do qual está acoplada a unidade satélite.

[0109] Em uma modalidade, a lógica analítica 308 recebe dados de corrente para cada nodo e dados de tensão de cada nodo com base nos sensores de correntes e nas conexões de tensão. A lógica analítica 308 usa os dados coletados para calcular a potência durante um período de tempo que a lógica analítica 308 transmite ao dispositivo de computação de operações 287 (Figura 2A). Em uma outra modalidade, a lógica analítica 308 pode transmitir os dados de tensão e os dados de corrente diretamente ao dispositivo de computação de operações 287 sem efetuar qualquer cálculo.

[0110] As Figuras 11-13 ilustram ainda mais os métodos que podem ser empregados usando-se o dispositivo de monitoramento 1000 Figura 3 em um sistema 100 (Figura 1). Conforme foi descrito acima, o dispositivo de monitoramento de transformador 1000 pode ser acoplado a um cabo condutor (não mostrado) ou a uma bucha (não mostrada) que fixa oO cabo condutor a uma carcaça de transformador 1022 (Figura 6). Em operação o dispositivo de monitoramento de transformador 1000 obtém uma leitura de corrente e de tensão associada com o cabo condutor ao qual ele está acoplado, conforme foi descrito acima, e a unidade principal 1001 (Figura 3) usa a leitura de corrente e a leitura de tensão para calcular a potência usada.

[0111] Observe-se para fins da discussão abaixo que um dispositivo de monitoramento de transformador 1000 (Figura 3) compreende dois dispositivos de detecção de corrente incluindo um contido na carcaça 1005 (Figura 3) e um contido na carcaça 1018 (Figura 3) da unidade satélite 1021 (Figura 3) e da unidade principal 1001 (Figura 3), respectivamente.

[0112] A Figura 11 é um diagrama ilustrando um transformador de distribuição 1200 para a distribuição de energia trifásica, que é indicativo de uma configuração “wye”. Neste sentido, a energia trifásica compreende três condutores fornecendo eletricidade CA de modo tal, que o formato de onda de tensão CA em cada condutor esteja a uma distância de 120º em relação a uma outra, sendo 360º aproximadamente um sessenta avos de um segundo. Conforme foi descrito acima, a energia trifásica é transmitida em três cabos condutores e é fornecida ao transformador de subestação de distribuição 103 (Figura 1) e ao transformador de distribuição 104 (Figura 1) nos três cabos condutores. Assim, o transformador de distribuição receptor 104 tem três pares de bobinas (uma para cada tensão de entrada de fase recebida) para transformar a tensão da energia recebida até um nível de tensão necessário para ser fornecido aos consumidores 106-108 (Figura 1).

[0113] No transformador de distribuição 1200, três transformadores monofásicos 1201-1203 estão conectados a um condutor comum 1204 (neutro). Para fins de ilustração cada conexão de transformador é identificada como uma fase, tal como Fase A/transformador 1201, Fase B/transformador 1202, e Fase C/transformador 1203.

[0114] Na modalidade ilustrada na Figura 11, três dispositivos de monitoração 1000a, 1000b e 1000c (cada um configurado substancialmente de modo análogo ao dispositivo de monitoramento de transformador 1000 (Figura 3)) são empregados para a obtenção de dados (dados de tensão e de corrente, por exemplo) usados para calcular a potência no transformador de distribuição 1200.

[0115] Neste sentido, pelo menos um dos dispositivos de detecção de corrente 1217 do dispositivo de monitoramento de transformador 1000a é usado para coletar dados de corrente para a Fase A. Deve ser observado que o dispositivo de detecção de corrente 1217 do dispositivo de monitoramento de transformador 1000a usado para coletar dados de corrente pode ser alojado na unidade de satélite 1021 (Figura 3) ou na unidade principal 1001 (Figura 3). O condutor de tensão 1004a do dispositivo de monitoração 100a está conectado através do cabo condutor de Fase A e do comum 1204 para a obtenção de dados de tensão. Observe-se que em uma modalidade, os dois dispositivos de detecção de corrente na unidade de satélite 1021 e na unidade principal 1001 (dispositivo de detecção de corrente 1217) podem ser acoplados ao redor do cabo condutor de Fase A.

[0116] Além disso, um dispositivo de detecção de corrente 1218 do dispositivo de monitoramento 1000b é usado para coletar dados de corrente para a Fase B. Conforme foi descrito acima com referência à Fase A, o dispositivo de detecção 1218 do dispositivo de monitoramento de transformador 1000b usado para coletar dados de corrente pode ser alojado na unidade de satélite 1021 (Figura 3) ou na unidade principal 1001 (Figura 3). O condutor de tensão 1004b do dispositivo de monitoramento de transformador 1000b é conectado através do cabo condutor da Fase B e do comum 1204 para a obtenção dos dados de tensão. Tal como na implementação da Fase A descrita acima, em uma modalidade tanto o dispositivo de detecção de corrente na unidade de satélite 1021 como na unidade principal 1001 (dispositivo de detecção de corrente 1218) podem ser acoplados ao redor do cabo condutor da Fase B.

[0117] Adicionalmente, um dispositivo de detecção de corrente 1219 do dispositivo de monitoramento 1000 c é usado para coletar dados de tensão e de corrente para a Fase C. Conforme foi descrito acima com referência à Fase A, o dispositivo de detecção 1219 do dispositivo de monitoramento 1000c que é usado para coletar dados de corrente pode ser alojado na unidade de satélite 1021 (Figura 3) ou na unidade principal 1001 (Figura 3). O condutor de tensão 1004c do dispositivo de monitoramento 1000c está conectado através do cabo condutor de Fase C e do comum 1204 para obter dados de tensão. Tal como ocorre com a implementação da Fase A descrita acima, em uma modalidade, os dois dispositivos de detecção de correntes, tanto na unidade de satélite 1021 como na unidade principal 1001 (dispositivo de detecção de corrente 1219) podem ser acoplados ao redor do cabo condutor de Fase C.

[0118] Durante o monitoramento, a lógica de controle 2003 (Figura 5) dos dispositivos de monitoramento 1000a-1000c usa medições de corrente e medições de tensão para calcular a potência total. Conforme foi descrito acima, a potência calculada a partir das medições feitas pelos dispositivos de monitoramento de transformador 1000a, 1000b e 1000c pode ser usada em diversas aplicações para fornecer informações relacionadas com a distribuição de energia e o sistema de distribuição 100 (Figura 1).

[0119] A Figura 12 é um diagrama ilustrando um transformador de distribuição 1300 para a distribuição de energia trifásica que é indicativa de uma configuração em delta. Tal transformador de distribuição 1300 pode ser usado como o transformador de distribuição 104 (Figura 1). o transformador de distribuição 1300 (tal como o transformador de distribuição 1200 (Figura 11)) tem três transformadores monofásicos para transformar a tensão da energia recebida em três cabos condutores (isto é, energia trifásica) até um nível de tensão necessário para ser fornecido aos consumidores 1106-108 (Figura 1).

[0120] o transformador de distribuição 1300 compreende três transformadores monofásicos 1301-1303. Para fins de ilustração cada conexão de transformador é identificado como uma fase, Fase A/transformador 1301- transformador 1303, Fase B/transformador 1302-transformador 1301, e Fase C/transformador 1303-transformador 1302.

[0121] Na modalidade ilustrada na Figura 12, dois dispositivos de monitoramento de transformador 1000d e 1000e são empregados para obter dados de tensão e de corrente, que são usados para calcular a potência no transformador de distribuição 1300 Neste sentido, o dispositivo de monitoramento de transformador 1000d é acoplado ao redor de um de três cabos condutores que entram, identificados na Figura 12 como Fase BE, e dispositivo de monitoramento de transformador 1000e é acoplado ao redor de um outro dos três cabos condutores que entram, identificados na Figura 12 como Fase C. Os dispositivos de monitoramento 1000d e 1000e (cada um configurado substancialmente de modo análogo ao dispositivo de monitoramento 1000 (Figura 3)) são empregados para a obtenção de dados (dados de tensão e de corrente, por exemplo) usados para calcular a potência no transformador de distribuição 1300.

[0122] Neste sentido, um dispositivo de detecção de corrente 1318 do dispositivo de monitoramento 1000d é suado para coletar dados de corrente para a Fase B. Conforme pode ser observado, o dispositivo de detecção 1318 do dispositivo de monitoramento 1000d usado para coletar dados de corrente podem ser alojado na unidade de satélite 1021 (Figura 3) ou na unidade principal 1001 (Figura 3). Os condutos de tensão 1004d do dispositivo de monitoramento 1000d estão conectados através do cabo condutor de Fase B e do condutor de cabo de Fase A que mede um diferencial de tensão. Observe-se que em uma modalidade, tanto os dispositivos detectores de corrente na unidade de satélite 1021 como na unidade principal 1001 (dispositivo de detecção corrente 1318) podem ser acoplados ao redor do cabo condutor de Fase B. Além disso, deve ser observado que na configuração em delta, a Fase A pode ser designada arbitrariamente como uma “comum”, de modo tal, que a potência pode ser calculada com base nos diferenciais de tensão entre os cabos condutores com a corrente captada e o designado como “comum” que na presente modalidade é da Fase A.

[0123] Além disso, tal como nas medições de Fase B, um dispositivo de detecção de corrente 1319 do dispositivo de monitoramento 1000e é usado para coletar dados de corrente para a Fase C. Conforme foi descrito acima com referência à Fase B, o dispositivo de detecção 1319 do dispositivo de monitoramento 1000e usado para coletar dados de corrente pode ser alojado na unidade de satélite 1021 (Figura 3) ou na unidade principal 1001 (Figura 3). Os condutos de tensão 1004e do dispositivo de monitoramento 1000e estão conectados através do cabo condutor de Fase C e do cabo condutor de Fase A. Deve ser observado que, em uma modalidade, tanto os dispositivos de detecção de corrente na unidade de satélite 1021 como na unidade principal 1001 (dispositivo de detecção de corrente 1319) podem ser acoplados ao redor do cabo condutor de Fase C.

[0124] Durante o monitoramento a lógica de controle 2003 (Figura 5) dos dispositivos de monitoramento 1000d e 1000e usam medições de corrente e medições de tensão para calcular a potência total. Conforme foi descrito acima, a potência calculada a partir das medições feitas pelos dispositivos de monitoramento de transformador 1000f e 1000g pode ser usada em diversas aplicações para fornecer informações relativas à transmissão de energia e ao sistema de distribuição 100 (Figura 1).

[0125] A Figura 13 é um diagrama ilustrando um transformador de distribuição 1400 para a distribuição de energia que é indicativa de uma configuração em delta aberto. O transformador de distribuição 1400 tem dois transformadores monofásicos para transformar a tensão recebida a um nível de tensão necessária para O fornecimento aos consumidores 106-108 (Figura 1).

[0126] o transformador de distribuição 1400 compreende dois transformadores monofásicos 1401-1402. Na modalidade ilustrada na Figura 13, dois dispositivos de monitoramento de transformador 1000f e 1000g são empregados para a obtenção de dados de tensão e de corrente que são usados para se calcular à potência no transformador de distribuição 1400.

[0127] o dispositivo de monitoramento de transformador 1000f é acoplado ao redor de um de três cabos condutores identificados na Figura 13 como de Fase A e Oo dispositivo de monitoramento de transformador 1000g é acoplado ao redor de um dos cabos condutores e identificados na Figura 13 como sendo de Fase B. Os dispositivos de monitoramento 1000f e 1000g (cada um configurado substancialmente de modo análogo ao dispositivo de monitoramento 1000 (Figura 3)) são empregados para a obtenção de dados (dados de tensão e de corrente, por exemplo) usados para calculara a potência no transformador de distribuição 1400.

[0128] Neste sentido, pelo menos um dos dispositivos de detecção de corrente 1418 ou 1419 do dispositivo de monitoramento 1000f é usado para coletar dados de tensão e de corrente para a Fase A. Embora os dois dispositivos de detecção sejam mostrados acoplados ao redor da Fase A, os dois não são obrigatoriamente necessários em outras modalidades. Deve ser observado que um dispositivo de detecção do dispositivo de monitoramento 1000f usado para coletar dados de corrente pode ser alojado na unidade de satélite 1021 (Figura 3) ou na unidade principal 1001 (Figura 3). Os condutores de tensão 10004f do dispositivo de monitoramento 1000f são conectados através do cabo condutor de Fase A e de terra. Observe-se, que, em uma modalidade, os dois dispositivos de detecção de corrente na unidade de satélite 1021 e na unidade principal 1001 podem ser acoplados ao redor do cabo condutor de Fase A, conforme mostrado.

[0129] Além disso, o dispositivo de detecção de corrente 1420 alojado na unidade principal 1001 (Figura 3) do dispositivo de monitoramento 1000g e o dispositivo de detecção de corrente 1421 alojado na unidade de satélite 1021 (Figura 3) do dispositivo de monitoramento 10009g é usado para coletar dados de corrente para a Fase B. O condutor de tensão 1004g do dispositivo de monitoramento 1000g está conectado através das saídas de tensão do secundário do transformador 1402.

[0130] Durante o monitoramento, a lógica de controle 2003 (Figura 5) dos dispositivos de monitoramento de transformador 1000f e 1000g usa medições de corrente e medições de tensão para calcular a potência total. Conforme foi descrito acima, a potência calculada a partir das medições feitas pelos dispositivos de monitoramento de transformador 1000f e 1000f pode ser usada em diversas aplicações para fornecer informações relacionadas com a transmissão de energia e com o sistema de distribuição 100 (Figura 1).

[0131] A Figura 14 é um fluxograma ilustrando a arquitetura exemplar e a funcionalidade exemplar do sistema 100 ilustrado na Figura 1.

[0132] Na etapa 1500, fazer interface elétrica entre um primeiro dispositivo de monitoramento de transformador 1000 (Figura 3) e um primeiro condutor elétrico de um transformador em um primeiro local em uma rede elétrica, e na etapa 1501 medir uma primeira corrente através do primeiro condutor elétrico e uma primeira tensão associada com o primeiro condutor elétrico.

[0133] Na etapa 1502 criar uma interface elétrica entre um segundo dispositivo de monitoramento de transformador 1000 e um segundo condutor elétrico conectado eletricamente ao transformador, e na etapa 1503 medir uma segunda corrente através do segundo condutor elétrico e uma segunda tensão associada com o segundo condutor elétrico.

[0134] Finalmente na etapa 1504 calcular valores indicativos de potência correspondendo ao transformador com base na primeira corrente e na primeira tensão e na segunda corrente e na segunda tensão.

Claims (12)

REIVINDICAÇÕES

1. Sistema para o monitoramento de energia, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende: um primeiro dispositivo de monitoramento de transformador configurado para fazer interface com um primeiro condutor elétrico eletricamente conectado a um transformador em um primeiro local em uma rede d energia e para medir uma primeira corrente através do primeiro condutor elétrico, sendo o dispositivo de monitoração do transformador configurado para medir ainda uma primeira tensão associada com o primeiro condutor elétrico; um segundo dispositivo de monitoramento de transformador “configurado para fazer interface comum segundo "condutor elétrico eletricamente conectado ao transformador no primeiro local na rede de energia e para medir uma segunda corrente através do segundo condutor elétrico, sendo o dispositivo de monitoração do transformador configurado ainda para medir uma segunda tensão associada com o segundo condutor elétrico; uma lógica configurada para calcular valores indicativos de potência correspondendo ao transformador com base na primeira corrente e na primeira tensão e na segunda corrente e na segunda tensão.

2. Sistema para o monitoramento de energia, de acordo com a reivindicação l1, CARACTERIZADO pelo fato de que o primeiro e o segundo dispositivos de monitoramento de transformador compreendem uma interface de comunicação para fazer interface com um dispositivo para a obtenção de dados indicativos do valor de potência, da primeira corrente, da primeira tensão, da segunda corrente ou da segunda tensão.

3. Sistema para o monitoramento de energia, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o transformador é um transformador de configuração Wye.

4, Sistema para o monitoramento de energia, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende ainda um terceiro dispositivo de monitoramento de transformador configurado para fazer interface com um terceiro condutor elétrico conectado eletricamente ao transformador para medir uma terceira corrente através do terceiro condutor elétrico, sendo o dispositivo de monitoramento de transformador configurado ainda para medir uma terceira tensão associada com o terceiro condutor elétrico.

5. Sistema para o monitoramento de energia, de acordo com a reivindicação 4, CARACTERIZADO pelo fato de que o transformador é um transformador de configuração em delta.

6. Sistema para o monitoramento de energia, de acordo com a reivindicação 4, CARACTERIZADO pelo fato de que o transformador é um transformador de configuração em delta aberto.

7. Método para o monitoramento de energia, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende: interface elétrica entre um primeiro dispositivo de monitoramento de transformador para um primeiro condutor elétrico de um transformador em um primeiro local em uma rede de energia; medir uma primeira corrente através do primeiro condutor elétrico e uma primeira tensão associada com o primeiro condutor elétrico; interface elétrica entre um segundo dispositivo de monitoramento de transformador e um segundo condutor elétrico eletricamente conectado ao transformador; medir uma segunda corrente através do segundo condutor elétrico e uma segunda tensão associada como segundo condutor elétrico; calcular os valores indicativos de potência que correspondem ao transformador com base na primeira corrente e na primeira tensão e na segunda corrente e na segunda tensão.

8. Método para o monitoramento de energia, de acordo com a reivindicação 7, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende ainda: interface comunicativa entre o dispositivo de obtenção de dados e o primeiro e o segundo dispositivos de monitoramento de transformador; e obter dados indicativos dos valores de potência, da primeira corrente, da primeira tensão, da segunda corrente, ou da segunda tensão.

9. Método para o monitoramento de energia, de acordo com a reivindicação 7, CARACTERIZADO pelo fato de que o transformador é um transformador de configuração em delta.

10. Método para o monitoramento de energia, de acordo com a reivindicação 7, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende ainda: interface elétrica entre o terceiro dispositivo de monitoramento de transformador e um terceiro condutor elétrico do transformador; e medir uma terceira corrente através do terceiro condutor elétrico e da terceira tensão associada com O terceiro condutor elétrico.

11. Método para o monitoramento de energia, de acordo com a reivindicação 10, CARACTERIZADO pelo fato de que o transformador é um transformador de configuração Wye.

12. Método para o monitoramento de energia, de acordo com a reivindicação 10, CARACTERIZADO pelo fato de que o transformador é um transformador de configuração em delta aberto.