BR112020002669A2 - métodos para classificar ativos de rede com base nos eventos a jusante e sistema de gerenciamento de rede de distribuição - Google Patents
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Abstract
Trata-se de um método para classificar ativos de rede, com base nos eventos a jusante, que pode incluir: receber comunicações a partir de um ou mais sensores em uma rede de distribuição de energia, sendo que as comunicações indicam a ocorrência de um evento de rede; calcular uma probabilidade de um ativo de rede causar um problema indicado pelo evento, para cada ativo de rede, em uma área afetada da rede; calcular uma probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema, para cada ativo de rede, na área afetada da rede; com base na probabilidade e na probabilidade de propagação, calcular uma probabilidade de falha de funcionamento do ativo de rede, para cada ativo de rede, na área afetada da rede; comparar a probabilidade de falha de funcionamento do ativo de rede com um valor de limite; com base na comparação, determinar um ativo de rede que tem uma maior probabilidade de falha de funcionamento; e controlar um ou mais outros ativos de rede para minimizar o problema.
Description
[0001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido de Patente Provisório Nº U.S. 62/543.631, depositado em 10 de agosto de 2017. Seus conteúdos estão incorporados ao presente documento, a título de referência, em suas totalidades.
[0002] A menos que indicado de outro modo no presente documento, os materiais descritos nesta seção não são técnica anterior em relação às reivindicações e não são admitidos como técnica anterior pela inclusão nesta seção.
[0003] Em uma rede radial que inclui um grande número de ativos e sensores, é importante determinar as causas prováveis ou os contribuintes significativos para uma condição de rede. Um exemplo de rede radial é um alimentador de distribuição elétrica que inclui fusíveis, bancos reguladores, transformadores de distribuição e outros tipos de ativos, bem como sensores, como medidores e sensores de linha. Os sensores podem gerar vários eventos e medições que incluem, porém sem limitação, eventos de interrupção de energia e medições de tensão. Um evento ou uma anomalia em uma medição reportada por um sensor pode ocorrer devido a problemas com um ativo a montante do sensor. Por exemplo, um evento de interrupção de energia ou uma anomalia de tensão reportada por um sensor pode ser o resultado de um fusível desarmado ou bancos reguladores com falha de funcionamento a montante do sensor.
[0004] São fornecidos sistemas e métodos para classificar ativos de rede com base nos eventos e medições a jusante.
[0005] De acordo com vários aspectos, é fornecido um método para classificar ativos de rede com base nos eventos a jusante. Em alguns aspectos, o método pode incluir: receber comunicações a partir de um ou mais sensores em uma rede de distribuição de energia, sendo que as comunicações indicam a ocorrência de um evento de rede; calcular uma probabilidade de um ativo de rede causar um problema, indicado pelo evento, para cada ativo de rede, em uma área afetada da rede; calcular uma probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema, para cada ativo de rede, na área afetada da rede; com base na probabilidade e na probabilidade de propagação, calcular uma probabilidade de falha de funcionamento do ativo de rede, para cada ativo de rede, na área afetada da rede; comparar a probabilidade de falha de funcionamento do ativo de rede com um valor de limite; com base na comparação, determinar um ativo de rede de que tem uma maior probabilidade de falha de funcionamento; e controlar um ou mais outros ativos de rede para minimizar o problema.
[0006] O cálculo de uma probabilidade de um ativo de rede causar o evento pode incluir obter informações de evento das comunicações a partir de um ou mais sensores, em que as informações de evento incluem uma série de eventos reais que ocorreram a jusante do ativo de rede por um período especificado; e obter informações do sensor e do ativo, em que as informações do sensor e do ativo incluem uma série de sensores que são capazes de gerar um tipo específico de evento ou medição que estão a jusante do ativo de rede.
[0007] O cálculo de uma probabilidade de propagação de um ativo de rede que causa o evento pode incluir obter informações de evento das comunicações, a partir de um ou mais sensores, em que as informações de evento incluem uma série de ativos de comutação a jusante de um ativo especificado, com pelo menos um evento por um período especificado; e obter informações do sensor e do ativo, em que as informações do sensor e do ativo incluem uma série de ativos de comutação a jusante do ativo especificado.
[0008] O cálculo de uma probabilidade de falha de funcionamento do ativo de rede pode incluir ponderar a probabilidade de um ativo de rede causar o evento e a probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o evento, de acordo com as ponderações selecionadas, com base nas exigências específicas de instalação dos serviços públicos. O cálculo da probabilidade de um ativo de rede causar o problema e o cálculo da probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema podem ser realizados em uma localização central da rede de distribuição de energia.
[0009] O cálculo da probabilidade de um ativo de rede causar o problema e o cálculo da probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema podem ser realizados em uma subestação da rede de distribuição de energia. O cálculo da probabilidade de um ativo de rede causar o problema e o cálculo da probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema podem ser realizados na subestação da rede de distribuição de energia para uma ou mais subestações vizinhas. As probabilidades calculadas na subestação podem ser comunicadas a uma localização central da rede de distribuição de energia.
[0010] De acordo com vários aspectos, é fornecido um sistema de gerenciamento de rede de distribuição. Em alguns aspectos, o sistema pode incluir: um dispositivo de armazenamento; uma interface de comunicações; e uma unidade de controle configurada para se comunicar com o dispositivo de armazenamento e com a interface de comunicações.
[0011] A unidade de controle pode ser configurada para receber comunicações por meio da interface de comunicações, a partir de um ou mais sensores, em uma rede de distribuição de energia, sendo que as comunicações indicam a ocorrência de um problema indicado pelo evento da rede; calcular uma probabilidade de um ativo de rede causar um problema, para cada ativo de rede, em uma área afetada da rede; calcular uma probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema, para cada ativo de rede, na área afetada da rede; com base na probabilidade e na probabilidade de propagação, calcular uma probabilidade de o ativo de rede não funcionar, para cada ativo de rede, na área afetada da rede; comparar a probabilidade de o ativo de rede não funcionar, para cada ativo de rede, na área afetada da rede, com um valor de limite; com base na comparação, determinar um ativo de rede que tem uma maior probabilidade de falha de funcionamento; e, com base na determinação, controlar um ou mais outros ativos de rede para minimizar o evento.
[0012] A unidade de controle pode ser adicionalmente configurada para obter informações de evento das comunicações, a partir de um ou mais sensores, recebidas por meio da interface de comunicações, em que as informações de evento podem incluir uma série de eventos reais que ocorreram a jusante do ativo de rede, por um período especificado; e pode se comunicar com o dispositivo de armazenamento para obter informações do sensor e do ativo, em que as informações do sensor e do ativo podem incluir uma série de sensores capazes de gerar um tipo específico de evento ou medição que estão a jusante do ativo de rede.
[0013] A unidade de controle pode ser adicionalmente configurada para obter informações de evento das comunicações, a partir de um ou mais sensores, recebidas por meio de interface de comunicações, em que as informações de evento incluem uma série de ativos de comutação a jusante do dado ativo, com pelo menos um evento por um dado período; e pode se comunicar com o dispositivo de armazenamento para obter informações do sensor e do ativo, em que as informações do sensor e do ativo incluem uma série de ativos de comutação a jusante do dado ativo. A unidade de controle pode ser configurada para ponderar a probabilidade de um ativo de rede causar o problema e a probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema, de acordo com as ponderações selecionadas, com base nas exigências específicas de instalação dos serviços públicos.
[0014] O sistema de gerenciamento de rede de distribuição pode ser disposto em uma localização central da rede de distribuição de energia e pode ser configurado para realizar os cálculos para a probabilidade de um ativo de rede causar o problema e a probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema, na localização central da rede de distribuição de energia.
[0015] O sistema de gerenciamento de rede de distribuição pode ser disposto em uma subestação da rede de distribuição de energia e pode ser configurado para realizar os cálculos para a probabilidade de um ativo de rede causar o problema e a probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema na subestação da rede de distribuição de energia. O sistema de gerenciamento de rede de distribuição pode ser disposto em uma subestação da rede de distribuição de energia e pode ser configurado para realizar os cálculos para a probabilidade de um ativo de rede causar o problema e a probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema na subestação da rede de distribuição de energia, para uma ou mais subestações vizinhas. As probabilidades calculadas pelo sistema de gerenciamento de rede de distribuição, na subestação, podem ser comunicadas a uma localização central da rede de distribuição de energia.
[0016] De acordo com vários aspectos, é fornecido um método para classificar ativos de rede de distribuição de energia com base nos eventos a jusante. Em alguns aspectos, o método pode incluir: receber comunicações a partir de um ou mais sensores, na rede de distribuição de energia, sendo que as comunicações indicam a ocorrência de um evento de rede; calcular uma probabilidade de um ativo de rede de distribuição de energia causar um problema indicado pelo evento, para cada ativo de rede, em uma área afetada da rede; calcular uma probabilidade de propagação do ativo de rede de distribuição de energia que causa o problema, para cada ativo de rede, na área afetada da rede; com base na probabilidade e na probabilidade de propagação, calcular uma probabilidade de o ativo de rede de distribuição de energia ter uma falha de funcionamento para cada ativo de rede, na área afetada da rede; comparar a probabilidade de o ativo de rede de distribuição ter uma falha de funcionamento, para cada ativo de rede de distribuição de energia, na área afetada da rede, com um valor de limite; com base na comparação, determinar um ativo de rede de distribuição de energia que tem uma maior probabilidade de falha de funcionamento; e, com base na determinação, controlar um ou mais outros ativos de rede de distribuição de energia para minimizar o problema.
[0017] O cálculo da probabilidade de um ativo de rede causar o problema e o cálculo da probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema podem ser realizados em uma subestação da rede de distribuição de energia para uma ou mais subestações vizinhas, e as probabilidades calculadas pela subestação podem ser comunicadas a uma localização central da rede de distribuição de energia.
[0018] Muitos benefícios são alcançados por meio das várias modalidades em relação às técnicas convencionais. Por exemplo, as várias modalidades fornecem métodos e sistemas que diminuem o número de ativos potenciais na rede que podem estar causando ou contribuindo significativamente para um problema, enquanto minimizam o número de eventos que precisam ser reportados a uma plataforma analítica para reconhecer o problema. Em algumas modalidades, as probabilidades são calculadas levando em conta tanto a probabilidade de um ativo ser uma causa do problema quanto a probabilidade de propagação do ativo ser a causa do problema, para identificar problemas com menos eventos reportados. Essas e outras modalidades, juntamente com muitas de suas vantagens e características, são descritas em mais detalhes, em conjunto com o texto abaixo e as figuras anexas.
[0019] Os aspectos e as características das várias modalidades ficarão mais claros com a descrição dos exemplos em referência aos desenhos anexos, em que:
[0020] A Figura 1 é um diagrama de blocos que ilustra um sistema de distribuição de energia elétrica, de acordo com vários aspectos da presente revelação;
[0021] A Figura 2 é um diagrama de blocos simplificado de um sistema de gerenciamento de distribuição de energia, de acordo com vários aspectos da presente revelação; e
[0022] A Figura 3 é um fluxograma de um método para classificar ativos de rede com base nos eventos a jusante, de acordo com vários aspectos da presente revelação.
[0023] Embora certas modalidades sejam descritas, essas modalidades são apresentadas apenas a título de exemplo e não são destinadas a limitar o escopo de proteção. Os aparelhos, métodos e sistemas, descritos no presente documento, podem ser incorporados em uma variedade de outras formas. Além disso, as várias omissões, substituições e alterações no formato dos métodos e sistemas de exemplo, descritos no presente documento, podem ser feitas sem que se afaste do escopo de proteção.
[0024] São fornecidos sistemas e métodos para classificar ativos de rede com base em eventos e medições a jusante. Um evento ou uma medição anormal pode ser uma indicação de um problema em uma rede de distribuição. Por exemplo, um problema pode ser um fusível queimado, mas os medidores elétricos podem detectar uma interrupção de energia devido ao fusível queimado e relatar a interrupção como um evento. Como outro exemplo, um problema pode ser um regulador de tensão preso, o que resulta em medições de tensão anormais a jusante do regulador de tensão preso. Os medidores elétricos a jusante do regulador de tensão preso podem detectar medições de tensão anormais. Além disso, os eventos podem ser gerados por medidores elétricos e/ou sensores. Outros eventos podem ser calculados ou gerados pelo sistema de gerenciamento de rede de distribuição, com base na análise de dados de histórico. Por exemplo, com base na configuração da rede de distribuição, os eventos de sobretensão ou subtensão podem ser calculados ou gerados pelo sistema de gerenciamento de rede de distribuição.
[0025] Em um cenário em tempo real, o método pode resultar na detecção precoce de uma falha de funcionamento do sistema. Em um cenário em tempo não real, o método pode resultar na identificação mais precisa dos ativos com falhas de funcionamento, mesmo quando o número de eventos reportados é muito menor. Essa identificação precisa pode resultar no diagnóstico precoce de um possível problema de ativo e pode ajudar a resolver um problema, antes que ele se torne um problema sério.
[0026] De acordo com vários aspectos da presente revelação, se um único evento for obtido a jusante de um ativo de comutação, ele será responsável pela probabilidade do ativo a montante do ativo de comutação. Um ativo de comutação pode ser um transformador de distribuição ou qualquer um dos vários tipos de dispositivos de proteção, por exemplo, mas sem limitação, relés, fusíveis, etc. Os ativos de comutação podem ser usados para categorizar zonas dentro de uma rede radial. Uma zona pode incluir um ativo de comutação e outros ativos a jusante do ativo de comutação. Os ativos de comutação podem ser usados para medir uma propagação de eventos.
[0027] Por exemplo, se um evento de interrupção de energia for recebido a partir de pelo menos um metro de cada um da maioria dos transformadores de distribuição, a jusante de um fusível, pode ser determinado, com segurança, que o fusível está queimado, o que permite que decisões iniciais sejam tomadas, em relação a um evento de interrupção de energia e sua causa. Como outro exemplo, se todos os medidores elétricos a jusante de um transformador de distribuição medirem tensões anormalmente altas, pode ser determinado, com segurança, que o transformador falhou. Da mesma forma, se um grande número de baixas tensões for detectado a jusante de um regulador de tensão, pode ser determinado, com segurança, que o regulador não está funcionando corretamente ou tem configurações de controle inadequadas, o que resulta em baixas tensões. Como um exemplo adicional, se uma pluralidade de medidores elétricos estiver medindo oscilações de energia, ou interrupções momentâneas, a jusante de uma seção de linha aérea, em uma área rica em vegetação, pode ser determinado que existe um contato de árvore em algum lugar, nessa seção de linha.
[0028] A Figura 1 é um diagrama de blocos que ilustra um sistema de distribuição de energia elétrica 100, de acordo com vários aspectos da presente revelação. Em referência à Figura 1, uma usina de geração de energia elétrica 110 pode gerar energia elétrica. A energia elétrica gerada pode ser, por exemplo, energia de corrente alternada trifásica (CA). Em um sistema de fonte de alimentação trifásico, três condutores carregam, cada um, uma corrente alternada da mesma amplitude de frequência e tensão, em relação a uma referência comum, mas com uma diferença de fase de um terço de um ciclo entre cada um. A energia elétrica pode ser transmitida em alta tensão (por exemplo, ~140 a 750 kV), através das linhas de transmissão 115, para uma subestação de energia elétrica 120.
[0029] Na subestação de energia elétrica 120, um transformador redutor 130 pode reduzir a energia de alta tensão a um nível de tensão mais adequado para uso do cliente. A energia trifásica reduzida pode ser transmitida, através dos alimentadores 140a, 140b, 140c, para os transformadores de distribuição 150, que podem reduzir ainda mais a tensão (por exemplo, 120 a 240 V para clientes residenciais). Cada transformador de distribuição 150 pode entregar energia monofásica e/ou trifásica a clientes residenciais e/ou comerciais. A partir dos transformadores de distribuição 150, a energia elétrica é entregue aos clientes através de medidores elétricos 160. Os medidores elétricos 160 podem ser fornecidos pela empresa de serviço público de energia e podem ser conectados entre as cargas (isto é, as instalações do cliente) e os transformadores de distribuição 150. Além da energia trifásica, a energia monofásica pode ser entregue, pelos transformadores de distribuição 150, a vários clientes, a partir de diferentes fases da energia trifásica gerada pela empresa de serviço público, o que resulta em carregamento desigual nas fases.
[0030] Os fusíveis 170 e os sensores 180 podem ser distribuídos ao longo da rede, em diferentes ativos, por exemplo, mas sem limitação, os circuitos de alimentação, transformadores de distribuição, etc. Os medidores elétricos 160 também podem atuar como um tipo de sensor. Os sensores 180 podem ser, por exemplo, mas sem limitação, medidores, sensores de linha, etc. Uma pessoa versada na técnica observará que outros tipos de sensores possam ser utilizados sem se afastar do escopo da presente revelação. Os fusíveis 170 podem interromper o circuito, no caso de uma falha no circuito (por exemplo, um curto-circuito). Os sensores 180 podem detectar vários parâmetros de rede, por exemplo, frequência, tensão, magnitude da corrente e ângulo de fase, para monitorar a operação da rede. Uma pessoa de habilidade comum na técnica observará que as localizações ilustradas dos sensores e fusíveis sejam meramente exemplificativas e que os sensores e/ou os fusíveis possam ser dispostos em outras localizações e que mais ou menos sensores e/ou fusíveis podem ser usados, sem se afastar do escopo da presente revelação.
[0031] Uma probabilidade pode ser determinada para cada ativo na rede com base no número de eventos ou medições fora da faixa associadas aos sensores a jusante do ativo e no número de eventos ou medições fora da faixa associadas aos dispositivos de comutação a jusante do ativo. Dois parâmetros probabilísticos, Ps e Pss, podem ser definidos para um dado ativo (por exemplo, fusível, seção de linha, transformador de distribuição, etc.) na rede.
[0032] A equação 1 define uma probabilidade, Ps, de o ativo ser uma causa de um evento: Ps = Es/Ns (1) em que Es é um número de eventos reais que ocorreram a jusante do ativo em um dado período, e Ns é um número de sensores que são capazes de gerar um tipo específico de evento ou medição que está a jusante do ativo.
[0033] A Equação 2 define uma probabilidade de “propagação”, Pss, de o ativo ser uma causa do evento: Pss = Ess/Nss (2) em que Ess é um número de ativos de comutação a jusante de um ativo especificado, com pelo menos um evento para um dado período especificado, e Nss é um número de ativos de comutação a jusante do ativo especificado.
[0034] Por exemplo, um ativo de comutação pode ser um transformador ou fusível de distribuição, ou qualquer tipo de dispositivo de proteção. Esse número é usado para medir a “propagação” do evento.
[0035] Uma propagação de um evento pode ser uma medição de um número de subgrupos a jusante de um ativo especificado, no qual pelo menos um evento é detectado. Cada subgrupo pode incluir um ativo de comutação (por exemplo, um transformador de distribuição) e todos os ativos a jusante do ativo de comutação. A medição do número de subgrupos pode ser uma indicação indireta da propagação geográfica do evento. Por exemplo, se um pequeno número de subgrupos de um grande número de subgrupos detectar eventos, então os eventos poderão ocorrer devido a problemas dentro dos subgrupos. Se, no entanto, um grande número de subgrupos detectar eventos, então o problema poderá ser causado por um ativo ou uma condição a montante do grande número de subgrupos. Desse modo, medir a propagação de eventos pode minimizar o número de eventos necessários para fazer uma determinação de um problema. De acordo com vários aspectos da presente revelação, a transmissão, em tempo real, de relatórios de eventos pode permitir a detecção precoce de problemas.
[0036] Ao usar esses parâmetros probabilísticos, a probabilidade de um ativo apresentar uma falha de funcionamento (por exemplo, causar uma interrupção de energia, exibir desempenho degradado, etc.) pode ser determinada pela Equação 3: P = WsPs+WssPss (3)
em que Ws e Wss são pesos, e Ws + Wss = 1. Os valores de Ws e Wss podem ser selecionados de forma manual por exigências de instalação serviço público. Os valores iniciais para os pesos Ws e Wss podem ser de 0,5 e 0,5, respectivamente, ou outro valor, para fornecer pesos iguais para o evento real e a propagação do evento. Os pesos podem variar, o que depende dos sistemas de comunicação que reportam eventos em tempo real. Um valor mais alto para Wss pode ser selecionado nos casos em que o sistema de comunicação reporta eventos de uma forma distribuída. Nesse caso, o peso do valor mais alto, para a propagação do evento, pode resultar na detecção precoce de um problema.
[0037] Uma pessoa de habilidade comum na técnica irá apreciar que outras maneiras de selecionar os valores também posam ser usadas, sem se afastar do escopo da presente revelação. Os valores de Ws e Wss podem ser ajustados ao longo do tempo e podem ser diferentes, para diferentes redes.
[0038] A probabilidade P de um ativo apresentar uma falha de funcionamento, para cada ativo, em uma parte impactada da rede radial, pode ser calculada. Em um exemplo, uma parte impactada da rede pode ser associada a uma interrupção de energia. A probabilidade P de um ativo apresentar uma falha de funcionamento, para cada ativo, na parte impactada da rede radial, pode ser comparada a um dado limite, por exemplo, um fator de confiança de 65%, ou outro fator de confiança. O limite pode ser selecionado de várias maneiras e pode ser ajustado ao longo do tempo.
[0039] Limiares diferentes podem ser usados para redes diferentes. Aqueles ativos com probabilidade de apresentarem uma falha de funcionamento que excede o limite podem ser considerados defeituosos. O ativo mais próximo do nó raiz da rede radial e com probabilidade de apresentar uma falha de funcionamento que excede o limite pode ser determinado como a causa do problema. Uma pessoa de habilidade comum na técnica observará que outras maneiras de identificar uma causa provável de um problema também são possíveis e poderá considerar outros fatores, além da distância do nó raiz. Por exemplo, um ativo com alta probabilidade de ser o filho (ou seja, imediatamente a jusante) de um ativo de baixa probabilidade pode ser considerado uma causa provável de um problema.
[0040] De acordo com vários aspectos da presente revelação, quando um sensor a jusante de um ativo de comutação reporta um evento, o sensor pode ser considerado na probabilidade de um ativo a montante do ativo de comutação. Em um exemplo, o ativo pode ser um fusível, os ativos de comutação a podem ser transformadores de distribuição, e os sensores podem ser medidores elétricos. Vários transformadores de distribuição podem ser dispostos a jusante do fusível, e vários metros podem ser dispostos a jusante de cada transformador de distribuição. Um evento de interrupção comunicado a pelo menos um metro a jusante da maioria dos múltiplos transformadores de distribuição pode fazer com que o sistema, com base, pelo menos em parte, no cálculo da probabilidade P de um ativo que apresenta uma falha de funcionamento de cada ativo na parte impactada do radial rede, identifique o fusível a montante dos vários transformadores de distribuição como o ativo que está causando a interrupção de energia. Consequentemente, o sistema pode tomar uma decisão antecipada, em relação às ações a serem tomadas, no que diz respeito ao evento de falta de energia e sua causa.
[0041] De acordo com vários aspectos da presente revelação, os problemas podem ser identificados em muitas circunstâncias diferentes, por exemplo, mas sem limitação: identificação precoce de dispositivos que causam interrupções com uso dos últimos sinais do medidor de aviso de falha ou eventos de interrupção de energia; identificação precoce de interrupções de energia aninhadas, em casos de cenários de restauração, com uso de sinais de energia ligada do medidor; identificação precoce de dispositivos de controle de tensão com falha de funcionamento e transformadores de distribuição que usam exceções de tensão;
identificação precoce de ativos com falha de funcionamento ou risco de interrupção de energia com uso de sinais momentâneos de interrupção de energia a partir dos medidores e sensores.
[0042] O uso tanto da probabilidade Ps quanto da probabilidade de propagação Pss pode permitir a identificação de falhas de funcionamento com uso de um menor número de eventos reportados. O uso apenas da probabilidade Ps para identificar uma falha de funcionamento pode envolver receber relatórios de um número significativo de eventos, antes de uma decisão pode ser tomada. O tempo necessário para o recebimento de vários relatórios de eventos pode resultar na detecção atrasada dos problemas. Se o impacto de um problema for propagado amplamente (ou seja, um grande número de eventos for detectado/ reportado), então, é possível que haja uma maior probabilidade de que um ativo que esteja a montante de todos esses eventos seja a causa do problema. Por essa razão, a inclusão da probabilidade de propagação Pss pode permitir a identificação precoce de problemas.
[0043] A Figura 2 é um diagrama de blocos simplificado de um sistema de gerenciamento de distribuição de energia 200, de acordo com vários aspectos da presente revelação. Em referência à Figura 2, o sistema de gerenciamento de distribuição de energia 200 pode incluir um sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210, uma subestação 220 e uma rede de distribuição 230. O sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 pode incluir uma unidade de controle 212, uma memória 214, um dispositivo de armazenamento 216 e uma interface de comunicações 218. A unidade de controle 212 pode ser, por exemplo, mas sem limitação, um processador, microprocessador, microcomputador, computador, microcontrolador, controlador programável ou outro dispositivo programável. Uma pessoa de habilidade comum na técnica observará que outras variações podem ser implantadas, sem se afastar do escopo da presente revelação.
[0044] A memória 214 pode ser, por exemplo, mas sem limitação, um ou mais dispositivos de memória de estado sólido ou outros dispositivos de memória. A memória 214 pode armazenar dados e instruções para operação e controle do sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210. O dispositivo de armazenamento 216 pode ser, por exemplo, mas sem limitação, uma ou mais unidades de disco rígido, dispositivos de memória de estado sólido ou outra mídia de armazenamento legível por computador. Uma pessoa de habilidade comum na técnica observará que outras configurações de armazenamento podem ser usadas, sem se afastar do escopo da presente revelação. Um banco de dados 217 pode ser armazenado no dispositivo de armazenamento 216.
[0045] O sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 pode se comunicar com uma ou mais subestações 220 e o dispositivo de armazenamento 216 por meio de interface de comunicação 218. Diferentes interfaces de comunicação, com ou sem fio, e protocolos de comunicação associados podem ser implantados pela interface de comunicação 218 para comunicação com diferentes dispositivos. Por exemplo, uma interface de comunicação com fio pode ser implantada entre a unidade de controle 212 do sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 e o dispositivo de armazenamento 216, enquanto uma interface de comunicação sem fio pode ser implantada para comunicação entre o sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 e a uma ou mais subestações 220. O sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 pode estar localizado em um local central ou em uma subestação ou em algum lugar intermediário. Uma pessoa de habilidade comum na técnica observará que outras configurações de comunicação podem ser usadas, sem se afastar do escopo da presente revelação.
[0046] A subestação 220 pode incluir uma unidade de aquisição de dados 222. A unidade de aquisição de dados 222 pode receber comunicações de sensores (por exemplo, os sensores 180) na rede de distribuição 230. Por exemplo, a unidade de aquisição 222 pode receber comunicações dos sensores 180 relacionadas a vários parâmetros da rede de distribuição, como frequência, tensão, magnitude da corrente e ângulo de fase. A unidade de aquisição de dados 222 da subestação 220 pode encaminhar as comunicações dos sensores para o sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210. Em algumas modalidades, o sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 pode receber comunicações de sensores que não podem ser transmitidas através da subestação, mas através de uma rede de comunicações.
[0047] Com base nas comunicações recebidas da unidade de aquisição de dados 222 da subestação 220, a unidade de controle 212 pode calcular a probabilidade Ps e a probabilidade de propagação Pss para cada ativo na área afetada da rede com uso das Equações 1 e 2, respectivamente. Os valores para Es (isto é, o número de eventos reais que ocorreram a jusante do ativo em um dado momento) e Ess (isto é, o número de ativos de comutação a jusante do dado ativo, com pelo menos um evento em um dado período) podem ser obtidos a partir das comunicações recebidas da unidade de aquisição de dados 222 da subestação 220. Os valores para Ns (isto é, o número de sensores que são capazes de gerar um tipo específico de evento ou medição que estão a jusante do ativo) e Nss (isto é, o número de ativos de comutação jusante do ativo dado) podem ser armazenados na base de dados 217 no dispositivo de armazenamento 216 e podem ser recuperados pela unidade de controle 212.
[0048] Depois que a unidade de controle 212 calcula a probabilidade Ps e a probabilidade de propagação Pss para cada ativo na área afetada da rede, a unidade de controle 212 pode calcular a probabilidade P de um ativo com falha de funcionamento com uso da Equação 3. Os valores para Ws e Wss podem ser selecionados manualmente, com base nas exigências particulares de instalação do serviço público de energia. A unidade de controle 212 pode comparar a probabilidade P de um ativo que apresenta uma falha de funcionamento para cada ativo na área afetada da rede, com falha de funcionamento, com um ou mais limites. Com base nos resultados da comparação, a unidade de controle 212 pode determinar qual dos ativos tem a maior probabilidade de causar o problema. A unidade de controle 212 pode fazer com que o sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 execute uma ou mais ações, por exemplo, controle um dentre mais outros ativos para minimizar o evento (por exemplo, redirecionar energia para contornar o ativo com falha de funcionamento).
[0049] Em algumas modalidades, o sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 pode estar localizado em uma subestação. O sistema de gestão da rede de distribuição 210 localizado na subestação pode receber as comunicações a partir dos sensores e calcular a probabilidade Ps e a probabilidade de propagação Pss para cada ativo conectado à subestação. O sistema de gestão de rede de distribuição 210 localizado na subestação pode reportar os resultados dos cálculos dos ativos conectados à subestação a uma localização central da instalação do serviço público.
[0050] Em algumas modalidades, o sistema de gerenciamento da rede de distribuição 210 localizado na subestação pode calcular a probabilidade Ps e a probabilidade de propagação Pss para cada ativo ligado a si mesmo e pode calcular a probabilidade Ps e a probabilidade de propagação Pss para cada ativo conectado a uma ou mais subestações vizinhas. O sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 localizado na subestação pode reportar os resultados dos cálculos para os ativos conectados a si mesmo e para as uma ou mais subestações vizinhas, em uma localização central da instalação de serviço público. Uma pessoa de habilidade comum na técnica observará que outras configurações para implantar o sistema de gerenciamento de rede de distribuição podem ser usadas, sem se afastar do escopo da presente revelação.
[0051] A Figura 3 é um fluxograma de um método para classificar ativos de rede com base em eventos a jusante, de acordo com vários aspectos da presente revelação. Em referência à Figura 3, no bloco 310, as comunicações do sensor podem ser recebidas. Por exemplo, a unidade de aquisição de dados 222 de uma ou mais subestações 220 pode receber comunicações dos sensores 180 relacionadas a vários parâmetros da rede de distribuição, como frequência, tensão, magnitude da corrente e ângulo de fase. A unidade de aquisição de dados 222 da subestação 220 pode encaminhar as comunicações dos sensores para o sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210.
[0052] No bloco 320, as informações de eventos podem ser obtidas nas comunicações do sensor. As informações do evento podem incluir, por exemplo, mas sem limitação, o número de eventos reais que ocorreram a jusante do ativo em um determinado momento, o número de ativos de comutação a jusante do dado ativo, com pelo menos um evento em um dado momento, etc. A unidade de controle 212 do sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 pode extrair informações de eventos oriundas das comunicações de sensores, recebidas de uma ou mais subestações 220. No bloco 330, informações de sensores e ativos podem ser obtidas. A unidade de controle 212 pode acessar informações de sensor e ativo do banco de dados 217, no dispositivo de armazenamento 216. As informações de sensor e ativo podem incluir, por exemplo, mas sem limitação, o número de sensores que são capazes de gerar um tipo específico de evento ou medições que estão a jusante do ativo, o número de ativos de comutação a jusante do dado ativo, etc.
[0053] No bloco 340, a probabilidade de um ativo ser uma causa do evento pode ser calculada. Com base no número de eventos reais que ocorreram a jusante do ativo, em um dado período (Es), obtidos a partir das comunicações recebidas pelo sensor, e no número de sensores que são capazes de gerar um tipo específico de evento ou de medição, que estão a jusante do ativo (Ns), obtidos a partir do banco de dados, a unidade de controle 212 pode calcular uma probabilidade, Ps, de cada ativo na área afetada da rede ser uma causa de um evento, por exemplo, com uso da Equação 1.
[0054] No bloco 350, a probabilidade de propagação do ativo que causa o evento pode ser calculada. Com base no número de ativos de comutação a jusante do dado ativo com pelo menos um evento em um dado período (Ess), obtidos a partir das comunicações do sensor recebidas, e no número de ativos de comutação a jusante do dado ativo (Nss) obtidos a partir da banco de dados,
a unidade de controle 212 pode calcular uma probabilidade propagação, Pss, de cada ativo, na área afetada da rede, ser uma causa de um evento, por exemplo, com uso da Equação 2.
[0055] No bloco 360, a probabilidade de um ativo apresentar uma falha de funcionamento pode ser calculada. Com base no cálculo da probabilidade Ps e a probabilidade de propagação Pss para cada ativo na área afetada da rede, a unidade de controle 212 pode calcular uma probabilidade P de cada ativo na área afetada da falha de funcionamento de rede, por exemplo, com uso da Equação 3. Os valores para os pesos, Ws e Wss, podem ser selecionados de forma manual, com base nas exigências particulares da instalação de serviço público de energia.
[0056] No bloco 370, os valores de probabilidade podem ser comparados com um limite. A unidade de controle 212 pode comparar a probabilidade P de cada ativo, na área afetada da rede com falha de funcionamento, com um valor de limite especificado. Quando a probabilidade P de um ativo exceder o valor de limite especificado, a unidade de controle 212 poderá determinar que o ativo pode ter uma falha de funcionamento relacionada ao evento.
[0057] No bloco 380, ativos podem ser controlados para minimizar o evento. Com base nos resultados da comparação, a unidade de controle 212 pode determinar qual dos ativos tem a maior probabilidade de apresentar falha de funcionamento. A unidade de controle 212 pode fazer com que o sistema de gerenciamento de rede de distribuição 210 execute uma ou mais ações, por exemplo, controle um ou mais outros ativos para minimizar o evento (por exemplo, redirecionar energia para contornar o ativo com mau funcionamento).
[0058] O método 300 pode ser incorporado em um meio legível por computador não transitório, por exemplo, mas sem limitação, memória 214 ou outro meio legível por computador não transitório conhecido pelas pessoas versadas na técnica, que tem, armazenado nele, um programa que inclui instruções executáveis por computador para fazer com que um processador,
computador ou outro dispositivo programável execute as operações dos métodos.
[0059] De acordo com vários aspectos da presente revelação, vários tipos de problemas que ocorrem em uma rede de distribuição de energia, por exemplo, uma rede de distribuição de energia radial, podem ser identificados. Embora os exemplos específicos tenham sido descritos, as modalidades, de acordo com a presente revelação, não se limitam a essas implantações. O método não se limita aos problemas identificados acima, ou aos tipos de ativos usados nos exemplos anteriores. O método pode usar diferentes tipos de eventos, pode usar informações detectadas ou medidas, como medições de tensão, pode usar informações de status, ou outros tipos de informações que são indicativas do problema. O tipo de evento ou medição usado pode ser selecionado com base no tipo de ativo (ou nos tipos de ativo) na rede.
[0060] As redes podem incluir uma combinação de diferentes tipos de ativos, de modo que vários eventos e/ou tipos de informações possam ser coletados a partir dos sensores. Um sensor pode ser separado de um ativo (por exemplo, localizado a montante ou a jusante do ativo) ou os sensores podem ser associados ao ativo (por exemplo, colocalizados com o ativo).
[0061] A comunicação do evento ou da medição pode usar comunicações com ou sem fio. A comunicação pode ser incluída como parte de uma comunicação regular de um sensor, ou pode ser uma comunicação separada. A comunicação do evento ou das informações de um sensor pode usar a mesma rede que conecta os ativos e sensores ou pode usar uma rede separada.
[0062] Embora a presente matéria tenha sido descrita em detalhes, em relação aos seus aspectos específicos, será observado que aqueles versados na técnica, ao atingirem um entendimento do precedente, podem prontamente produzir alterações, variações e equivalentes a tais aspectos. Por conseguinte, deve ser entendido que a presente revelação foi apresentada para fins de exemplo, em vez de limitação, e não impede a inclusão de tais modificações,
variações e/ou adições à presente matéria, que seriam prontamente evidentes para uma pessoa de habilidade comum na técnica.
[0063] Os exemplos e as modalidades descritos no presente documento são apenas para fins ilustrativos. Várias modificações ou alterações à sua luz serão evidentes para as pessoas versadas na técnica. Eles devem ser incluídos no espírito e alcance deste pedido e no escopo das reivindicações anexas a seguir.
Claims (20)
1. Método para classificar ativos de rede com base nos eventos a jusante, sendo que o método é caracterizado pelo fato de que compreende: receber comunicações a partir de um ou mais sensores em uma rede de distribuição de energia, sendo que as comunicações indicam a ocorrência de um evento de rede; calcular uma probabilidade de um ativo de rede causar um problema indicado pelo evento para cada ativo de rede em uma área afetada da rede; calcular uma probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema, para cada ativo de rede, na área afetada da rede; com base na probabilidade e na probabilidade de propagação, calcular uma probabilidade de falha de funcionamento do ativo de rede, para cada ativo de rede, na área afetada da rede; comparar a probabilidade de o ativo de rede não funcionar, para cada ativo de rede, na área afetada da rede, com um valor de limite; com base na comparação, determinar um ativo de rede que tem uma maior probabilidade de falha de funcionamento; e, com base na determinação, controlar um ou mais outros ativos de rede para minimizar o problema.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo de uma probabilidade de um ativo de rede causar o evento compreende: obter informações de evento das comunicações a partir de um ou mais sensores, em que as informações de evento incluem uma série de eventos reais que ocorreram a jusante do ativo de rede por um período especificado; e obter informações do sensor e do ativo, em que as informações do sensor e do ativo incluem uma série de sensores que são capazes de gerar um tipo específico de evento ou medição que estão a jusante do ativo de rede.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo de uma probabilidade de propagação de um ativo de rede que causa o evento compreende: obter informações de evento das comunicações a partir de um ou mais sensores, em que as informações de evento incluem uma série de ativos de comutação a jusante de um ativo especificado com, pelo menos, um evento por um período especificado; e obter as informações do sensor e do ativo, em que as informações do sensor e do ativo incluem uma série de ativos de comutação a jusante do ativo especificado.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo de uma probabilidade de falha de funcionamento do ativo de rede compreende ponderar a probabilidade de um ativo de rede causar o evento e a probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o evento, de acordo com as ponderações selecionadas, com base nas exigências específicas de instalação dos serviços públicos.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo da probabilidade de um ativo de rede causar o problema e o cálculo da probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema são realizados na localização central da rede de distribuição de energia.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo da probabilidade de um ativo de rede causar o problema e o cálculo da probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema são realizados em uma subestação da rede de distribuição de energia.
7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que as probabilidades calculadas na subestação são comunicadas a uma localização central da rede de distribuição de energia.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo da probabilidade de um ativo de rede causar o problema e o cálculo da probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema são realizados na subestação da rede de distribuição de energia para uma ou mais subestações vizinhas.
9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que as probabilidades calculadas na subestação são comunicadas a uma localização central da rede de distribuição de energia.
10. Sistema de gerenciamento de rede de distribuição caracterizado pelo fato de que compreende: um dispositivo de armazenamento; uma interface de comunicações; e uma unidade de controle configurada para se comunicar com o dispositivo de armazenamento e com a interface de comunicações, em que a unidade de controle é configurada para: receber comunicações por meio da interface de comunicações a partir de um ou mais sensores em uma rede de distribuição de energia, sendo que as comunicações indicam a ocorrência de um problema indicado pelo evento de rede; calcular uma probabilidade de um ativo de rede causar o problema para cada ativo de rede em uma área afetada da rede; calcular uma probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema, para cada ativo de rede, na área afetada da rede; com base na probabilidade e na probabilidade de propagação, calcular uma probabilidade de falha de funcionamento do ativo de rede para cada ativo de rede na área afetada da rede; comparar a probabilidade de o ativo de rede não funcionar, para cada ativo de rede, na área afetada da rede, com um valor de limite; com base na comparação, determinar um ativo de rede que tem uma maior probabilidade de falha de funcionamento; e,
com base na determinação, controlar um ou mais outros ativos de rede para minimizar o evento.
11. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que, para calcular uma probabilidade de um ativo de rede causar o evento, a unidade de controle é configurada para: obter informações de evento das comunicações, a partir de um ou mais sensores, recebidas por meio da interface de comunicações, em que as informações de evento incluem uma série de eventos reais que ocorreram a jusante do ativo de rede por um período específico; e comunicar-se com o dispositivo de armazenamento para obter as informações do sensor e do ativo, em que as informações do sensor e do ativo incluem uma série de sensores que são capazes de gerar um tipo específico de evento ou medição que estão a jusante do ativo de rede.
12. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que, para calcular uma probabilidade de propagação de um ativo de rede que causa o evento, a unidade de controle é configurada para: obter informações de evento das comunicações do sensor recebidas por meio da interface de comunicações, em que as informações de evento incluem uma série de ativos de comutação a jusante do dado ativo, com pelo menos um evento por um dado período; e comunicar-se com o dispositivo de armazenamento para obter as informações do sensor e do ativo, em que as informações do sensor e do ativo incluem uma série de ativos de comutação a jusante do dado ativo.
13. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que, para calcular uma probabilidade de o ativo de rede não funcionar, a unidade de controle é configurada para ponderar a probabilidade de um ativo de rede causar o problema e a probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema, de acordo com as ponderações selecionadas, com base nas exigências específicas de instalação dos serviços públicos.
14. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o sistema de gerenciamento de rede de distribuição é disposto na localização central da rede de distribuição de energia, e o sistema de gerenciamento de rede de distribuição é configurado para realizar os cálculos para a probabilidade de um ativo de rede causar o problema e a probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema na localização central da rede de distribuição de energia.
15. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o sistema de gerenciamento de rede de distribuição é disposto em uma subestação da rede de distribuição de energia, e o sistema de gerenciamento de rede de distribuição é configurado para realizar os cálculos para a probabilidade de um ativo de rede causar o problema e a probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema, na subestação da rede de distribuição de energia.
16. Sistema, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que as probabilidades calculadas pelo sistema de gerenciamento de rede de distribuição, na subestação, são comunicadas a uma localização central da rede de distribuição de energia.
17. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o sistema de gerenciamento de rede de distribuição é disposto em uma subestação da rede de distribuição de energia, e o sistema de gerenciamento de rede de distribuição é configurado para realizar os cálculos para a probabilidade de um ativo de rede causar o problema e a probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema, na subestação da rede de distribuição de energia, para uma ou mais subestações vizinhas.
18. Sistema, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que as probabilidades calculadas pelo sistema de gerenciamento de rede de distribuição na subestação são comunicadas a uma localização central da rede de distribuição de energia.
19. Método para classificar ativos de rede de distribuição de energia, com base nos eventos a jusante, sendo que o método é caracterizado pelo fato de que compreende: receber comunicações a partir de um ou mais sensores na rede de distribuição de energia, sendo que as comunicações indicam a ocorrência de um evento de rede; calcular uma probabilidade de um ativo de rede de distribuição de energia causar um problema indicado pelo evento, para cada ativo de rede de distribuição de energia, em uma área afetada da rede; calcular uma probabilidade de propagação do ativo de rede de distribuição de energia que causa o problema, para cada ativo de rede de distribuição de energia, na área afetada da rede; com base na probabilidade e na probabilidade de propagação, calcular uma probabilidade de o ativo de rede de distribuição de energia ter uma falha de funcionamento para cada ativo de rede de distribuição de energia, na área afetada da rede; comparar a probabilidade de o ativo de rede de distribuição de energia ter uma falha de funcionamento, para cada ativo de rede de distribuição de energia na área afetada da rede, com um valor de limite; com base na comparação, determinar um ativo de rede de distribuição de energia que tem uma maior probabilidade de falha de funcionamento; e, com base na determinação, controlar um ou mais outros ativos de rede de distribuição de energia para minimizar o problema;
20. Método, de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que o cálculo da probabilidade de um ativo de rede causar o problema e o cálculo da probabilidade de propagação do ativo de rede que causa o problema são realizados na subestação da rede de distribuição de energia para uma ou mais subestações vizinhas, e as probabilidades calculadas pela subestação são comunicadas a uma localização central da rede de distribuição de energia.
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