[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

RU2480885C1 - Сохранение напряжения с использованием развитой измерительной инфраструктуры и централизованное управление напряжением подстанции - Google Patents

Сохранение напряжения с использованием развитой измерительной инфраструктуры и централизованное управление напряжением подстанции Download PDF

Info

Publication number
RU2480885C1
RU2480885C1 RU2011149632/07A RU2011149632A RU2480885C1 RU 2480885 C1 RU2480885 C1 RU 2480885C1 RU 2011149632/07 A RU2011149632/07 A RU 2011149632/07A RU 2011149632 A RU2011149632 A RU 2011149632A RU 2480885 C1 RU2480885 C1 RU 2480885C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
voltage
component
data
smart metering
metering device
Prior art date
Application number
RU2011149632/07A
Other languages
English (en)
Inventor
Филлип У. ПАУЭЛЛ
Стивен К. ПАРКЕР
Мелисса А. БОЛЛБАХ
Марк Л. ПРУЭТТ
Original Assignee
Доминион Ресорсиз, Инк.
Вирджиния Электрик Энд Пауэр Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=43050851&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2480885(C1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Доминион Ресорсиз, Инк., Вирджиния Электрик Энд Пауэр Компани filed Critical Доминион Ресорсиз, Инк.
Application granted granted Critical
Publication of RU2480885C1 publication Critical patent/RU2480885C1/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05F—SYSTEMS FOR REGULATING ELECTRIC OR MAGNETIC VARIABLES
    • G05F1/00—Automatic systems in which deviations of an electric quantity from one or more predetermined values are detected at the output of the system and fed back to a device within the system to restore the detected quantity to its predetermined value or values, i.e. retroactive systems
    • G05F1/10—Regulating voltage or current
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01D4/00—Tariff metering apparatus
    • G01D4/002—Remote reading of utility meters
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R22/00—Arrangements for measuring time integral of electric power or current, e.g. electricity meters
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05F—SYSTEMS FOR REGULATING ELECTRIC OR MAGNETIC VARIABLES
    • G05F1/00—Automatic systems in which deviations of an electric quantity from one or more predetermined values are detected at the output of the system and fed back to a device within the system to restore the detected quantity to its predetermined value or values, i.e. retroactive systems
    • G05F1/66—Regulating electric power
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00032—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for
    • H02J13/00034—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for the elements or equipment being or involving an electric power substation
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • H02J13/00016—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using a wired telecommunication network or a data transmission bus
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • H02J13/00016—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using a wired telecommunication network or a data transmission bus
    • H02J13/00017—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using a wired telecommunication network or a data transmission bus using optical fiber
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • H02J13/00028—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment involving the use of Internet protocols
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02B90/20—Smart grids as enabling technology in buildings sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/16—Electric power substations
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/30—State monitoring, e.g. fault, temperature monitoring, insulator monitoring, corona discharge
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
    • Y04S20/30—Smart metering, e.g. specially adapted for remote reading
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/12—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment
    • Y04S40/124—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment using wired telecommunication networks or data transmission busses

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Radar, Positioning & Navigation (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано в энергосистемах. Техническим результатом является обеспечение сохранения энергии с использованием развитой инфраструктуры и централизованного управления напряжением подстанции. Система управления и сохранения напряжения (VCC) содержит три подсистемы, включающие в себя систему доставки энергии (ED), систему управления энергией (ЕС) и систему регулирования энергии (ER). Система (VCC) сконфигурирована с возможностью отслеживать потребление энергии в системе ED и определять один или несколько параметров доставки энергии в системе ЕС. Система ЕС затем может передавать один или несколько параметров доставки энергии в систему ER для регулирования энергии, доставляемой к множеству местоположений потребителей, для максимального энергосбережения. 3 н. и 35 з.п. ф-лы, 17 ил.

Description

Ссылка на предыдущую заявку
По данной заявке испрашивается приоритет предварительной заявки США № 61/176,398, поданной 7 мая 2009 г. под названием VOLTAGE CONSERVATION USING ADVANCED METERING INFRASTRUCTURE AND SUBSTATION CENTRALIZED VOLTAGE CONTROL, которая в полном объеме включена сюда посредством ссылки.
Область техники
Настоящее изобретение относится к способу, устройству, системе и компьютерной программе для энергосбережения. В частности, изобретение относится к новой реализации сохранения напряжения с использованием развитой инфраструктуры и централизованного управления напряжением подстанции.
Предшествующий уровень техники
Электроэнергия обычно генерируется на электростанции с помощью электромеханических генераторов, которые обычно приводятся в действие тепловыми двигателями, питаемыми энергией от химической реакции горения или ядерной реакции деления, или приводятся в действие кинетической энергией воды или ветра. Электроэнергия обычно подается на конечные потребители через сети передачи в виде сигнала переменного тока. Сети передачи могут включать в себя сеть электростанций, схем передачи, подстанций и т.п.
Генерируемая электроэнергия обычно подвергается повышению напряжения с использованием, например, генерирующих повышающих трансформаторов, до подачи электроэнергии в систему передачи. Повышение напряжения повышает кпд передачи за счет уменьшения электрического тока, протекающего в проводниках системы передачи, одновременно сохраняя передаваемую мощность почти равной входной мощности. Затем электроэнергия с повышенным напряжением передается через систему передачи на распределительную систему, которая распределяет электроэнергию по конечным потребителям. Распределительная система может включать в себя сеть, которая передает электроэнергию от системы передачи и доставляет ее конечным потребителям. Обычно сеть может включать в себя линии электропередачи среднего напряжения (например, менее 69 кВ), электрические подстанции, трансформаторы, низковольтную (например, менее 1 кВ) распределительную проводку, электроизмерительные приборы и т.п.
Последующее описание раскрывает объект изобретения, относящийся к генерации и распределению мощности: Power Distribution Planning Reference Book, Second Edition, H. Lee Willis, 2004; Estimating Methodology for a Large Regional Application of Conservation Voltage Reduction, J.G. De Steese, S.B. Merrick, B.W. Kennedy, IEEE Transactions on Power Systems, 1990; Implementation of Conservation Voltage Reduction at Commonwealth Edison, IEEE Transactions on Power Systems, D. Kirshner, 1990; и Conservation Voltage Reduction at Northeast Utilities, D.M. Lauria, IEEE, 1987. Кроме того, в патенте США № 5466973, поданный Griffioen 14 ноября 1995 г., описывает способ регулирования напряжения, согласно которому электрическая энергия подается в пункты доставки в сети для распределения электроэнергии.
Изобретение предусматривает новые способ, устройство, систему и компьютерную программу для энергосбережения в электрических системах. В частности, изобретение предусматривает новое решение для энергосбережения за счет реализации сохранения напряжения с использованием развитой инфраструктуры и централизованного управления напряжением подстанции.
Краткое изложение существа изобретения
Согласно аспекту изобретения, предусмотрена система управления и сохранения напряжения (VCC) для мониторинга, управления и энергосбережения. Система VCC содержит подстанцию, сконфигурированную с возможностью подачи электрической мощности к множеству местоположений потребителей; интеллектуальное измерительное устройство, расположенное на одном из множества местоположений потребителей и сконфигурированное с возможностью генерировать данные интеллектуального измерительного устройства на основании измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством; и регулятор напряжения, сконфигурированный с возможностью генерировать параметр доставки энергии на основании данных интеллектуального измерительного устройства, причем подстанция дополнительно сконфигурирована с возможностью регулировать заданное значение напряжения электрической мощности, подаваемой к множеству местоположений потребителей, на основании параметра доставки энергии, и интеллектуальное измерительное устройство сконфигурировано с возможностью работать в режиме отчета путем исключения и самостоятельно передавать данные интеллектуального измерительного устройства на регулятор напряжения, когда определено, что измеренная составляющая электрической мощности выходит за пределы целевого диапазона составляющей.
Система VCC может дополнительно содержать второе интеллектуальное измерительное устройство, расположенное на втором из множества местоположений потребителей и сконфигурированное с возможностью генерировать вторые данные интеллектуального измерительного устройства на основании второй измеренной составляющей электрической мощности, принятой вторым интеллектуальным измерительным устройством, причем регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью определять усредненную составляющую напряжения на потребителе путем усреднения измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, и второй измеренной составляющей электрической мощности, принятой вторым интеллектуальным измерительным устройством.
Система VCC может дополнительно содержать коллектор, сконфигурированный с возможностью принимать данные интеллектуального измерительного устройства от интеллектуального измерительного устройства и генерировать данные коллектора, причем регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью генерировать параметр доставки энергии на основании данных коллектора.
В системе VCC, целевой диапазон составляющей может включать в себя целевой диапазон напряжений, и регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью сравнивать измеренную составляющую электрической мощности, принятую интеллектуальным измерительным устройством, с целевым диапазоном напряжений и регулировать заданное значение напряжения на основании результата сравнения.
Подстанция может содержать трансформатор с возможностью переключения отводов нагрузки, который регулирует заданное значение напряжения на основании коэффициента переключения отводов нагрузки; или регулятор напряжения, который регулирует заданное значение напряжения на основании параметра доставки энергии. Подстанция может содержать распределительную шину, которая подает электрическую мощность на совокупность потребителей, причем составляющая напряжения подаваемой электрической мощности измеряется на распределительной шине.
Регулятор напряжения может содержать сервер системы автоматизации измерений (MAS); систему управления распределением (DMS); и региональный операционный центр (ROC). Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью регулировать заданное значение напряжения с максимальной скоростью одной ступени переключения отводов нагрузки. Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью регулировать заданное значение напряжения на основании усредненной составляющей напряжения на потребителе. Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью поддерживать измеренную составляющую электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством в целевом диапазоне напряжений на основании результата сравнения. Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью выбирать интеллектуальное измерительное устройство для мониторинга и создавать соединение с интеллектуальным измерительным устройством после приема данных интеллектуального измерительного устройства, самостоятельно переданных интеллектуальным измерительным устройством, работающим в режиме отчета путем исключения. Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью отменять выбор другого интеллектуального измерительного устройства, ранее выбранного для мониторинга. Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью создавать соединение с интеллектуальным измерительным устройством и разрывать соединение с другим интеллектуальным измерительным устройством. Самостоятельно сгенерированные данные интеллектуального измерительного устройства, принятые от интеллектуального измерительного устройства, могут представлять нижний уровень ограничения напряжения в системе. Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью: сохранять исторические данные составляющей, которые включают в себя, по меньшей мере, одни из данных составляющей совокупной энергии на уровне подстанции, данных составляющей напряжения на уровне подстанции и метеорологических данных; определять потребление энергии на каждом из множества местоположений потребителей; сравнивать исторические данные составляющей с определенным потреблением энергии; и определять энергосбережение, относящегося к системе, на основании результатов сравнения исторических данных составляющей с определенным потреблением энергии. Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью определять энергосбережение, относящееся к системе, на основании линейной регрессии, которая устраняет влияния погоды, рост нагрузки или экономические эффекты. Регулятор напряжения дополнительно может быть сконфигурирован с возможностью увеличивать заданное значение напряжения, когда либо составляющая напряжения подаваемой электрической мощности, либо усредненная составляющая напряжения на потребителе оказывается ниже целевого диапазона напряжений.
Согласно дополнительному аспекту изобретения, предусмотрена система VCC, которая содержит подстанцию, сконфигурированную с возможностью подавать электрическую мощность к множеству местоположений потребителей; интеллектуальное измерительное устройство, расположенное на одном из множества местоположений потребителей и сконфигурированное с возможностью генерировать данные интеллектуального измерительного устройства на основании измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством; и регулятор напряжения, сконфигурированный с возможностью регулировать заданное значение напряжения электрической мощности, подаваемой подстанцией, на основании данных интеллектуального измерительного устройства. Интеллектуальное измерительное устройство может быть сконфигурировано с возможностью работать в режиме отчета путем исключения, который предусматривает самостоятельную передачу данных интеллектуального измерительного устройства на регулятор напряжения, когда определено, что измеренная составляющая электрической мощности выходит за пределы целевого диапазона составляющей.
Система VCC может дополнительно содержать второе интеллектуальное измерительное устройство, расположенное на втором из множества местоположений потребителей, причем второе интеллектуальное измерительное устройство сконфигурировано с возможностью генерировать вторые данные интеллектуального измерительного устройства на основании второй измеренной составляющей электрической мощности, принятой вторым интеллектуальным измерительным устройством, причем регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью определять усредненную составляющую напряжения на потребителе путем усреднения измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, и второй измеренной составляющей электрической мощности, принятой вторым интеллектуальным измерительным устройством.
Подстанция может содержать трансформатор с возможностью переключения отводов нагрузки, который регулирует заданное значение напряжения на основании коэффициента переключения отводов нагрузки; или регулятор напряжения, который регулирует заданное значение напряжения на основании параметра доставки энергии. Подстанция может содержать распределительную шину, которая подает электрическую мощность к множеству местоположений потребителей, причем составляющая напряжения подаваемой электрической мощности измеряется на распределительной шине.
Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью увеличивать заданное значение напряжения, когда либо составляющая напряжения подаваемой электрической мощности, либо усредненная составляющая напряжения на потребителе оказывается ниже целевого диапазона напряжений. Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью регулировать заданное значение напряжения с максимальной скоростью одной ступени переключения отводов нагрузки. Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью сравнивать измеренную составляющую электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, с целевым диапазоном составляющей и регулировать заданное значение напряжения на основании результата сравнения. Регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью регулировать заданное значение напряжения на основании усредненной составляющей напряжения на потребителе. Целевой диапазон составляющей может включать в себя целевой диапазон напряжений, и регулятор напряжения может быть сконфигурирован с возможностью поддерживать измеренную составляющую электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, в целевом диапазоне напряжений на основании результата сравнения.
Согласно еще одному аспекту изобретения, предусмотрен способ управления электрической мощностью, подаваемой к множеству местоположений потребителей. Способ содержит этапы, на которых: принимают данные интеллектуального измерительного устройства от первого из множества местоположений потребителей; и регулируют заданное значение напряжения на подстанции на основании данных интеллектуального измерительного устройства, причем данные интеллектуального измерительного устройства самостоятельно генерируются на первом из множества местоположений потребителей, когда определено, что измеренная составляющая электрической мощности, подаваемая на первый из множества местоположений потребителей, выходит за пределы целевого диапазона составляющей.
Способ может дополнительно содержать этап, на котором поддерживают усредненную составляющую напряжения на потребителе в целевом диапазоне напряжений. Способ может дополнительно содержать этап, на котором измеряют составляющую напряжения подаваемой электрической мощности на распределительной шине. Способ может дополнительно содержать этап, на котором увеличивают заданное значение напряжения, когда либо составляющая напряжения подаваемой электрической мощности, либо усредненная составляющая напряжения на потребителе оказывается ниже целевого диапазона составляющей. Способ может дополнительно содержать этапы, на которых: выбирают интеллектуальное измерительное устройство для мониторинга; и создают соединение с интеллектуальным измерительным устройством после приема данных интеллектуального измерительного устройства, самостоятельно переданных интеллектуальным измерительным устройством, работающим в режиме отчета путем исключения. Способ может дополнительно содержать этап, на котором отменяют выбор другого интеллектуального измерительного устройства из группы интеллектуальных измерительных устройств, ранее выбранного для мониторинга. Способ может дополнительно содержать этап, на котором разрывают соединение с другим интеллектуальным измерительным устройством. Способ может дополнительно содержать этапы, на которых: сохраняют исторические данные составляющей, которые включают в себя, по меньшей мере, одни из данных составляющей совокупной энергии на уровне подстанции, данных составляющей напряжения на уровне подстанции и метеорологических данных; определяют потребление энергии на каждом из множества местоположений потребителей; сравнивают исторические данные составляющей с определенным потреблением энергии; и определяют энергосбережение, относящееся к системе, на основании результатов сравнения исторических данных составляющей с определенным потреблением энергии. Целевой диапазон составляющей может включать в себя целевой диапазон напряжений. Способ может дополнительно содержать этапы, на которых: определяют целевой диапазон напряжений; и сравнивают усредненную составляющую напряжения на потребителе с целевым диапазоном напряжений.
Заданное значение напряжения можно регулировать на основании результата сравнения усредненной составляющей напряжения на потребителе с целевым диапазоном напряжений. Самостоятельно сгенерированные данные интеллектуального измерительного устройства, принятые от интеллектуального измерительного устройства, могут представлять нижний уровень ограничения напряжения в системе.
Согласно еще одному дополнительному аспекту изобретения, предусмотрен компьютерно-считываемый носитель, который включает в себя компьютерную программу управления электрической мощностью, подаваемой к множеству местоположений потребителей и является ее материальным воплощением. Компьютерная программа содержит совокупность секций кода, включающих в себя: секцию кода приема данных интеллектуального измерительного устройства, который, при выполнении на компьютере, предписывает принимать данные интеллектуального измерительного устройства от первого из множества местоположений потребителей; и секцию кода регулирования заданного значения напряжения, который, при выполнении на компьютере, предписывает регулировать заданное значение напряжения на подстанции на основании данных интеллектуального измерительного устройства, причем данные интеллектуального измерительного устройства самостоятельно генерируются на первом из множества местоположений потребителей, когда определено, что измеренная составляющая электрической мощности, подаваемая на первый из множества местоположений потребителей, выходит за пределы целевого диапазона составляющей.
Компьютерная программа может содержать секцию кода поддержания усредненной составляющей напряжения на потребителе, который, при выполнении на компьютере, предписывает поддерживать усредненную составляющую напряжения на потребителе в целевом диапазоне напряжений. Компьютерная программа может содержать секцию кода измерения составляющей напряжения, который, при выполнении на компьютере, предписывает измерять составляющую напряжения подаваемой электрической мощности на распределительной шине. Компьютерная программа может включать в себя секцию кода увеличения заданного значения напряжения, который, при выполнении на компьютере, предписывает увеличивать заданное значение напряжения, когда либо составляющая напряжения подаваемой электрической мощности, либо усредненная составляющая напряжения на потребителе оказывается ниже целевого диапазона составляющей. Компьютерная программа может содержать секцию кода выбора интеллектуального измерительного устройства, который, при выполнении на компьютере, предписывает выбирать интеллектуальное измерительное устройство для мониторинга; и секцию кода создания соединения, который, при выполнении на компьютере, предписывает создавать соединение с интеллектуальным измерительным устройством после приема данных интеллектуального измерительного устройства, самостоятельно переданных интеллектуальным измерительным устройством, работающим в режиме отчета путем исключения. Компьютерная программа может содержать секцию кода отмены выбора интеллектуального измерительного устройства, который, при выполнении на компьютере, предписывает отменять выбор другого интеллектуального измерительного устройства, ранее выбранного для мониторинга, из группы интеллектуальных измерительных устройств. Компьютерная программа может содержать секцию кода разрыва соединения, который, при выполнении на компьютере, предписывает разрывать соединение с другим интеллектуальным измерительным устройством.
Компьютерная программа может содержать секцию кода сохранения, который, при выполнении на компьютере, предписывает сохранять исторические данные составляющей, которые включают в себя, по меньшей мере, одни из данных составляющей совокупной энергии на уровне подстанции, данных составляющей напряжения на уровне подстанции и метеорологических данных; секцию кода определения потребления энергии, который, при выполнении на компьютере, предписывает определять потребление энергии на каждом из множества местоположений потребителей; секцию кода сравнения, который, при выполнении на компьютере, предписывает сравнивать исторические данные составляющей с определенным потреблением энергии; и секцию кода определения энергосбережения, который, при выполнении на компьютере, предписывает определять энергосбережение, относящееся к системе, на основании результатов сравнения исторических данных составляющей с определенным потреблением энергии. Целевой диапазон составляющей может включать в себя целевой диапазон напряжений. Компьютерная программа может содержать секцию кода определения целевого диапазона напряжений, который, при выполнении на компьютере, предписывает определять целевой диапазон напряжений; и секцию кода сравнения, который, при выполнении на компьютере, предписывает сравнивать усредненную составляющую напряжения на потребителе с целевым диапазоном напряжений. Заданное значение напряжения можно регулировать на основании результата сравнения усредненной составляющей напряжения на потребителе с целевым диапазоном напряжений. Самостоятельно сгенерированные данные интеллектуального измерительного устройства, принятые от интеллектуального измерительного устройства, могут представлять нижний уровень ограничения напряжения в системе.
Дополнительные признаки, преимущества и варианты осуществления изобретения могут быть представлены в подробном описании и чертежах или явствовать из их рассмотрения. Кроме того, следует понимать, что вышеприведенная сущность изобретения и нижеследующее подробное описание являются иллюстративными и предназначены для дополнительного объяснения, но не ограничения объема заявленного изобретения.
Краткое описание чертежей
В дальнейшем изобретение поясняется описанием предпочтительных вариантов воплощения со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых:
фиг. 1 изображает пример системы генерации и распределения электроэнергии, согласно принципам изобретения;
фиг. 2 изображает пример системы управления и сохранения напряжения (VCC), согласно принципам изобретения;
фиг. 3 изображает пример экрана управления, который может отображаться на компьютере регионального операционного центра (ROC), согласно принципам изобретения;
фиг. 4 изображает пример процесса управления и сохранения напряжения (VCC) согласно принципам изобретения;
фиг. 5A изображает пример процесса мониторинга составляющей напряжения и электрической энергии, принятых и измеренных на выбранных интеллектуальных измерительных устройствах, согласно принципам изобретения;
фиг. 5B изображает пример процесса выбора интеллектуального измерительного устройства, действующего в режиме отчета путем исключения, и отмены выбора ранее выбранного интеллектуального измерительного устройства, согласно принципам изобретения;
фиг. 6 изображает пример диаграммы напряжения электрической мощности, подаваемой потребителям в зависимости от времени суток, согласно принципам изобретения;
фиг. 7 изображает пример диаграммы напряжений на подстанции для электрической мощности, вырабатываемой, например, трансформатором LTC на подстанции, которые могут быть связаны, например, с информацией, отображаемой на экране управления, показанном на фиг. 3;
фиг. 8 изображает пример данных, ежечасно собираемых (включающих в себя измерение напряжения и энергии) DMS в примере, показанном на фиг. 7, до применения управления напряжением согласно принципам изобретения;
фиг. 9 изображает пример данных, ежечасно собираемых (включающих в себя измерение напряжения и энергии) DMS в примере, показанном на фиг. 7, после применения управления напряжением согласно принципам изобретения;
фиг. 10 изображает пример данных вычисления для часов 1-5 и среднего для полных двадцати четырех часов в примере, показанном на фиг. 7-9;
фиг. 11 изображает пример сбора данных для метеорологических переменных для дней до и после управления и/или сохранения напряжения, согласно принципам изобретения;
фиг. 12 изображает пример применения процесса анализа парных тестов, согласно принципам изобретения;
фиг. 13 изображает пример диаграммы разброса суточного потребления энергии в расчете на одного потребителя при включенном VCC по отношению к суточному потреблению энергии в расчете на одного потребителя при выключенном VCC;
фиг. 14 изображает пример сводной таблицы для данных, показанных на фиг. 13, согласно принципам изобретения;
фиг. 15 изображает альтернативный пример диаграммы разброса исторических данных до реализации системы VCC, согласно принципам изобретения;
фиг. 16 изображает альтернативный пример диаграммы разброса исторических данных после реализации системы VCC, согласно принципам изобретения; и
фиг. 17 изображает альтернативный пример сводной таблицы, включающий в себя интервалы 98%-й достоверности, согласно принципам изобретения.
Настоящее изобретение описано далее в нижеследующем подробном описании.
Описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения
Изобретение и его различные признаки и преимущественные детали более подробно объясняются со ссылкой на неограничительные варианты осуществления и примеры, которые описаны и/или проиллюстрированы на прилагаемых чертежах и детализированы в нижеследующем описании. Заметим, что признаки, проиллюстрированные на чертежах, не обязательно изображены в масштабе, и признаки одного варианта осуществления можно реализовать в других вариантах осуществления, которые может предложить специалист в данной области техники, в явном виде здесь не обозначенные. Описания общеизвестных компонентов и методов обработки могут быть опущены, чтобы не загромождать варианты осуществления изобретения несущественными деталями. Используемые здесь примеры призваны лишь облегчать понимание путей практического применения изобретения, а также помогать специалистам в данной области техники применять на практике варианты осуществления изобретения. Соответственно, примеры и варианты осуществления не следует рассматривать здесь в порядке ограничения объема изобретения. Кроме того, заметим, что аналогичные условные обозначения представляют аналогичные части на нескольких чертежах.
Термин "компьютер", употребляемый в этом описании изобретения, означает любую машину, устройство, схему, компонент или модуль или любую систему машин, устройств, схем, компонентов, модулей, и пр., которые способны манипулировать данными согласно одной или нескольким инструкциям, например, без ограничения, процессор, микропроцессор, центральный процессор, компьютер общего назначения, суперкомпьютер, персональный компьютер, портативный компьютер, карманный компьютер, компьютер-ноутбук, настольный компьютер, рабочую станцию, сервер и пр., или совокупность процессоров, микропроцессоров, центральных процессоров, компьютеров общего назначения, суперкомпьютеров, персональных компьютеров, компьютеров- портативных компьютеров, карманных компьютеров, компьютеров-ноутбуков, настольных компьютеров, рабочих станций, серверов и пр.
Термин "сервер", употребляемый в этом описании изобретения, означает любую комбинацию программного и/или аппаратного обеспечения, включающую в себя, по меньшей мере, одно приложение и/или, по меньшей мере, один компьютер для предоставления услуг подключенным клиентам в рамках архитектуры клиент-сервер. По меньшей мере, одно серверное приложение может включать в себя, но без ограничения, например, прикладную программу, которая может принимать от клиентов запросы на подключение к услуге, отправляя клиентам ответы. Сервер может быть сконфигурирован с возможностью выполнять, по меньшей мере, одно приложение, часто с большой рабочей нагрузкой, без обслуживания, в течение длительных периодов времени с минимальным участием человека. Сервер может включать в себя совокупность компьютеров, что позволяет делить между компьютерами, по меньшей мере, одно приложение в зависимости от рабочей нагрузки. Например, при небольшой нагрузке, по меньшей мере, одно приложение может выполняться на одном компьютере. Однако при большой нагрузке, для выполнения, по меньшей мере, одного приложения, может потребоваться несколько компьютеров. Сервер, или любой из его компьютеров, дополнительно можно использовать в качестве рабочей станции.
Термин "база данных", употребляемый в этом описании изобретения, означает любую комбинацию программного и/или аппаратного обеспечения, включающую в себя, по меньшей мере, одно приложение и/или, по меньшей мере, один компьютер. База данных может включать в себя структурированное собрание записей или данных, организованных согласно модели базы данных, например, но без ограничения, по меньшей мере, одной из реляционной модели, иерархической модели, сетевой модели и пр. База данных может включать в себя системное приложение управления базой данных (DBMS), известное в технике. По меньшей мере, одно приложение может включать в себя, но без ограничения, например, прикладную программу, которая может принимать от клиентов запросы на подключение к услуге, отправляя клиентам ответы. База данных может быть сконфигурирована с возможностью выполнять, по меньшей мере, одно приложение, часто с большой рабочей нагрузкой, без обслуживания, в течение длительных периодов времени с минимальным участием человека.
Термин "линия связи", употребляемый в этом описании изобретения, означает проводную и/или беспроводную среду, которая передает данные или информацию между, по меньшей мере, двумя пунктами. Проводная или беспроводная среда может включать в себя, например, линию связи на основе металлических проводников, радиочастотную (РЧ) линию связи, инфракрасную (ИК) линию связи, оптическую линию связи и пр., без ограничения. РЧ линия связи может включать в себя, например, WiFi, WiMAX, IEEE 802.11, стандарты сотовой связи DECT, 0G, 1G, 2G, 3G или 4G, Bluetooth и т.п.
Термины "включающий в себя", "содержащий" и их вариации, употребляемые в этом описании изобретения, означают "включающий в себя, но без ограничения", если явно не указано обратное.
Употребление терминов в этом описании изобретения в единственном числе, означает "один или несколько", если явно не указано обратное.
Устройства, осуществляющие связь друг с другом, не обязаны непрерывно осуществлять связь друг с другом, если явно не указано обратное. Кроме того, устройства, осуществляющие связь друг с другом, могут осуществлять связь напрямую или через одного или нескольких промежуточных устройств.
Хотя этапы процесса, этапы способа, алгоритмы и пр. могут быть описаны последовательно, такие процессы, способы и алгоритмы могут выполняться с возможностью работать в других порядках. Иными словами, любая последовательность или любой порядок этапов, которые могут быть описаны, не обязательно указывают требование, чтобы этапы осуществлялись в этом порядке. Этапы процессов, способов или алгоритмов, описанные здесь, можно осуществлять в любом конкретном порядке. Кроме того, некоторые этапы можно осуществлять одновременно.
Когда здесь описано единичное устройство или изделие, очевидно, что вместо единичного устройства или изделия можно использовать более одного устройства или изделия. Аналогично, когда здесь описано более одного устройства или изделия, очевидно, что вместо более одного устройства или изделия можно использовать единичное устройство или изделие. Функциональные возможности или признаки устройства могут альтернативно воплощаться одним или несколькими другими устройствами, которые в явном виде не описаны как имеющие такие функциональные возможности или признаки.
Термин "компьютерно-читаемый носитель", употребляемый в этом описании изобретения, означает любой носитель, участвующий в обеспечении данных (например, инструкций), которые могут считываться компьютером. Такой носитель может принимать различные формы, включающие в себя энергонезависимые носители, энергозависимые носители и среды передачи. Энергонезависимые носители могут включать в себя, например, оптические или магнитные диски и другие устройства постоянной памяти. Энергозависимые носители могут включать в себя динамическую оперативную память (ДОЗУ). Среды передачи могут включать в себя коаксиальные кабели, медный провод и оптическое волокно, в том числе провода, которые содержат системную шину, подключенную к процессору. Среды передачи могут включать в себя или переносить акустические волны, световые волны и электромагнитное излучение, например, генерируемое при радиочастотной (РЧ) и инфракрасной (ИК) передаче данных. Общие формы компьютерно-читаемых носителей включают в себя, например, дискету, гибкий диск, жесткий диск, магнитную ленту, любой другой магнитный носитель, CD-ROM, DVD, любой другой оптический носитель, перфокарты, бумажную ленту, любой другой физический носитель с шаблонами отверстий, ОЗУ, ППЗУ, ЭППЗУ, Флэш-ЭСППЗУ, любой другой чип или картридж памяти, несущую волну, описанную ниже, или любой другой носитель, с которого компьютер может считывать информацию.
Различные формы компьютерно-читаемых носителей можно использовать при передаче последовательностей инструкций на компьютер. Например, последовательности инструкций (i) могут поступать из ОЗУ на процессор, (ii) могут переноситься по беспроводной среде передачи, и/или (iii) могут форматироваться согласно многочисленным форматам, стандартам или протоколам, включающим в себя, например, WiFi, WiMAX, IEEE 802.11, стандарты сотовой связи DECT, 0G, 1G, 2G, 3G или 4G, Bluetooth и пр.
Согласно одному неограничительному примеру изобретения, предусмотрена система 200 управления и сохранения напряжения (VCC) (показанная на фиг. 2), которая включает в себя три подсистемы, включающие в себя систему 300 доставки энергии (ED), систему 400 управления энергией (EC) и систему 500 регулирования энергии (ER). Система 200 VCC сконфигурирована с возможностью отслеживать потребление энергии в системе 300 ED и определять один или несколько параметров доставки энергии CED в системе 400 EC (или на регуляторе напряжения). Затем система 400 EC может передавать один или несколько параметров доставки энергии CED в систему 500 ER для регулирования энергии, доставляемой к множеству местоположений потребителей, для максимального энергосбережения.
Система 200 VCC может быть включена, например, в существующий план сокращения нагрузки системы электроснабжения. Система электроснабжения может включать в себя план аварийного снижения напряжения, который может вступать в действие при наступлении одного или нескольких заранее определенных событий. Заранее определенные события могут включать в себя, например, аварию, короткое замыкание, перегрев проводников электрического тока, когда выходная электрическая мощность трансформатора превышает, например, 80% его номинальной мощности, и пр. Система 200 VCC сконфигурирована с возможностью приступать к плану сокращения нагрузки при наступлении одного или нескольких заранее определенных событий, что позволяет выполнять план сокращения нагрузки для снижения напряжения электрической мощности, подаваемой к множеству местоположений потребителей.
На фиг. 1 показан пример системы 100 генерации и распределения электроэнергии, согласно принципам изобретения. Система 100 генерации и распределения электроэнергии включает в себя станцию 110 генерации электрической мощности, генерирующий повышающий трансформатор 120, подстанцию 130, множество понижающих трансформаторов 140, 165, 167 и потребители 150, 160. Станция 110 генерации электрической мощности генерирует электрическую мощность, подаваемую на повышающий трансформатор 120. Повышающий трансформатор повышает напряжение электрической мощности и подает электрическую мощность повышенного напряжения в среду 125 передачи электрической энергии.
Согласно фиг. 1, среда передачи электрической энергии может включать в себя проволочные проводники, которые могут располагаться над землей, например крепиться на опорах 127, и/или под землей, например, в виде экранированных проводников (не показаны). Повышающий трансформатор 120 подает электрическую мощность на подстанцию 130 в виде электрической мощности EIn(t), где электрическая мощность EIn в мегаваттах (МВт) может изменяться как функция времени t. Подстанция 130 преобразует принятую электрическую мощность EIn(t) в ESupply(t) и подает преобразованную электрическую мощность ESupply(t) к потребителям 150, 160. Подстанция 130 может регулируемо преобразовывать составляющую напряжения VIn(t) принятой электрической мощности EIn(t), например, понижая напряжение до подачи электрической мощности ESupply(t) потребителям 150, 160. Электрическая мощность ESupply(t), подаваемая подстанцией 130, может приниматься понижающими трансформаторами 140, 165, 167 и доставляться потребителям 150, 160 через среду передачи 142, 162, например, но без ограничения, подземные проводники электрического тока (и/или надземные проводники электрического тока).
Каждый из потребителей 150, 160 может включать в себя развитую измерительную инфраструктуру (AMI) 155, 169. AMI 155, 169 может быть подключена к региональному операционному центру (ROC) 180. ROC 180 может быть подключен к AMI 155, 169, посредством множества линий связи 175, 184, 188, сети 170 и/или системы беспроводной связи 190. Система беспроводной связи 190 может включать в себя, но без ограничения, например, РЧ приемопередатчик, спутниковый приемопередатчик и пр.
Сеть 170 может включать в себя, например, по меньшей мере, одно из Интернета, локальной сети (LAN), региональной сети (WAN), городской сети (MAN), персональной сети (PAN), университетской сети, корпоративной сети, глобальной сети (GAN), широкополосной сети (BAN), и пр., любая из которых может быть сконфигурирована с возможностью осуществлять передачу данных через беспроводную и/или проводную среду связи. Сеть 170 может включать в себя такую сетевую топологию, как, например, кольцо, сетка, линия, дерево, звезда, шина, полное соединение и пр.
AMI 155, 169 может включать в себя, по отдельности или в произвольной комбинации: интеллектуальное измерительное устройство; сетевой интерфейс (например, интерфейс WAN и пр.); программно-аппаратное обеспечение; программное обеспечение; оборудование; и т.п. Интеллектуальное измерительное устройство может быть сконфигурировано с возможностью определять, по отдельности или в произвольной комбинации: доставленную энергию (в кВт-ч); потребленную энергию; доставленную энергию плюс потребленную энергию; доставленную энергию минус потребленную энергию; данные интервала; данные потребности; и т.п. Если интеллектуальное измерительное устройство является трехфазным измерительным устройством, то низкое фазное напряжение можно использовать при вычислении среднего. Если измерительное устройство является однофазным измерительным устройством, то усредняться будет единственная составляющая напряжения.
AMI 155, 169 может дополнительно включать в себя один или несколько коллекторов (показанные на фиг. 2), сконфигурированных с возможностью собирать данные интеллектуального измерительного устройства от одного или нескольких интеллектуальных измерительных устройств, предназначенных, например, для измерения и сообщения о доставке и потреблении электрической мощности на одном или нескольких потребителях 150, 160. Альтернативно (или дополнительно), один или несколько коллекторов могут располагаться вне потребителей 150, 160, например в трансформаторной будке, где находятся понижающие трансформаторы 140, 165, 167. Каждый из коллекторов может быть сконфигурирован с возможностью осуществлять связь с ROC 180.
Система 200 VCC
На фиг. 2 показан пример системы 200 VCC, согласно принципам изобретения. Система 200 VCC включает в себя систему 300 ED, систему 400 EC и систему 500 ER, каждая из которых изображена пунктирным эллипсом. Система 200 VCC сконфигурирована с возможностью отслеживать потребление энергии в системе 300 ED. Система 300 ED отслеживает потребление энергии на одном или нескольких потребителях 150, 160 (показанных на фиг. 1) и передает информацию потребления энергии системе 400 EC. Система 400 EC обрабатывает информацию потребления энергии и генерирует один или несколько параметров доставки энергии CED, которые она передает системе 500 ER. Система 500 ER принимает один или несколько параметров доставки энергии CED и регулирует электрическую мощность ESupply(t), подаваемую потребителям 150, 160, на основании принятых параметров доставки энергии CED.
Система 200 VCC минимизирует потери мощности системы, снижает энергопотребление потребителя и обеспечивает точную регулировку напряжения на потребителе. Система 200 VCC может включать в себя приложение управления процессом по замкнутому контуру, которое использует данные напряжения на потребителе, обеспеченные системой 300 ED, для управления, например, заданным значением напряжения VSP в распределительной схеме (не показана) в системе 500 ER. Таким образом, система 200 VCC может регулировать напряжения VSupply(t) электрической мощности ESupply(t), подаваемой потребителям 150, 160 путем управления заданным значением напряжения VSP распределительной схемы в системе 500 ER, которая может включать в себя, например, один или несколько трансформаторов с возможностью переключения отводов нагрузки (LTC), один или несколько регуляторов напряжения или другое оборудование управления напряжением для поддержания более узкого рабочего диапазона напряжений VDelivered(t) электрической мощности EDelivered(t), доставляемой потребителям 150, 160, для снижения потерь мощности и облегчения эффективного использования электрической мощности EDelivered(t) на потребителях 150 или 160.
Система 200 VCC управляет или регулирует напряжение VSupply(t) электрической мощности ESupply(t), подаваемой системой 500 EC, на основании данных интеллектуального измерительного устройства, которые включают в себя данные измеренного напряжения VMeter(t) от потребителей 150, 160 в системе 300 ED. Система 200 VCC может регулировать заданное значение напряжения VSP на подстанции или уровень линейного регулятора в системе 500 ER, например регулируя трансформатор LTC (не показан), регуляторы схемы (не показаны), и пр., поддерживать напряжения на потребителях VMeter(t) в целевом диапазоне напряжений VBand-n, который может включать в себя безопасный номинальный рабочий диапазон.
Система 200 VCC сконфигурирована с возможностью поддерживать электрическую мощность EDelivered(t), доставляемую потребителям 150, 160, в одном или нескольких диапазонах напряжений VBand-n. Например, энергия может поступать в двух или более диапазонах напряжений VBand-n, по существу, одновременно, где два или более диапазона напряжений могут быть, по существу, одинаковыми или различными. Значение VBand-n можно определять согласно нижеследующему выражению [1]:
Figure 00000001
где VBand-n - диапазон напряжений, n - положительное целое число, большее нуля, соответствующее количеству диапазонов напряжений VBand, которыми можно манипулировать, по существу, одновременно, VSP - заданное значение напряжения и ΔV - диапазон отклонения напряжения.
Например, система 200 VCC может поддерживать электрическую мощность EDelivered(t), доставляемую потребителям 150, 160, в диапазоне VBand-1, например, от 111 В до 129 В для применения в сельской местности, где VSP задано равным 120 В, и ΔV задано равным отклонению в семь с половиной процентов (+/- 7.5%). Аналогично, система 200 VCC может поддерживать электрическую мощность EDelivered(t), доставляемую потребителям 150, 160, в диапазоне VBand-2 например, от 114 В до 126 В для городского применения, где VSP задано равным 120 В, и ΔV задано равным отклонению в пять процентов (+/-5%).
Система 200 VCC может поддерживать электрическую мощность EDelivered(t), доставляемую потребителям 150, 160, в любом диапазоне напряжений VBand-n, пригодном для потребителей 150, 160, путем определения надлежащих значений для VSP и ΔV. В этой связи, система 400 EC может определять значения VSP и ΔV на основании информации потребления энергии для потребителей 150, 160, полученной от системы 300 ED.
Система 400 EC может передавать значения VSP и ΔV системе 500 ER в качестве параметров доставки энергии CED, которые дополнительно могут включать в себя значение VBand-n. Затем система 500 ER может регулировать и поддерживать напряжение VDelivered(t) электрической мощности EDelivered(t), доставляемой потребителям 150, 160, в диапазоне напряжений VBand-n. Параметры доставки энергии CED могут дополнительно включать в себя, например, команды управления переключателем отводов нагрузки (LTC).
Система 200 VCC дополнительно может измерять и контролировать энергосбережение, сравнивая потребление энергии потребителями 150, 160 до изменения заданного значения напряжения VSP (или диапазона напряжений VBand-n) с потреблением энергии потребителями 150, 160 после изменения заданного значения напряжения VSP (или диапазона напряжений VBand-n), согласно принципам изобретения. Эти измерения и контроль можно использовать для определения общего эффекта энергосбережения, например, путем снижения напряжения VDelivered(t) электрической мощности EDelivered(t), доставляемой потребителям 150, 160, и для определения оптимальных диапазонов напряжений доставки VBand-n для энергии EDelivered(t), доставляемой потребителям 150, 160.
Система 500 ER
Система 500 ER может осуществлять связь с системой 300 ED и/или системой 400 EC посредством сети 170. Система 500 ER подключена к сети 170 и системе 400 EC посредством линии 510 и 430 связи, соответственно. Система 500 EC дополнительно подключена к системе 300 ED посредством линий 340 электропередачи, которые могут включать в себя линии связи.
Система 500 ER включает в себя подстанцию 530, которая принимает электрическую мощность EIn(t), подаваемую, например, станцией 110 генерации электрической мощности (показанной на фиг. 1), по линии 520. Электрическая мощность EIn(t) включает в себя составляющую напряжения VIn(t) и составляющую тока IIn(t). Подстанция 530 регулируемо преобразует принятую электрическую мощность EIn(t), например, для уменьшения (или понижения) составляющей напряжения VIn(t) электрической мощности EIn(t) до значения напряжения VSupply(t) электрической мощности ESupply(t), подаваемой на множество интеллектуальных измерительных устройств 330 по линиям 340 электропередачи.
Подстанция 530 может включать в себя трансформатор (не показан), например трансформатор с возможностью переключения отводов нагрузки (LTC). В этой связи, подстанция 530 может дополнительно включать в себя механизм автоматического переключения отводов (не показан), который сконфигурирован с возможностью автоматически переключать отводы на трансформаторе LTC. Механизм переключения отводов может переключать отводы на трансформаторе LTC либо под нагрузкой (переключатель отводов под нагрузкой или OLTC), либо без нагрузки, либо оба. Механизм переключения отводов может представлять собой двигатель, работающий под управлением компьютера. Подстанция 530 дополнительно может включать в себя промежуточный вольтодобавочный трансформатор для регулирования и максимизации коэффициента мощности электрической мощности EDelivered(t), подаваемой потребителям по линиям 340 электропередачи.
Дополнительно (или альтернативно), подстанция 530 может включать в себя один или несколько регуляторов напряжения или другое оборудование управления напряжением, известное специалистам в данной области техники, которым можно управлять для поддержания выходной составляющей напряжения VSupply(t) электрической мощности ESupply(t) на заранее определенном значении напряжения или в заранее определенном диапазоне значений напряжения.
Подстанция 530 принимает параметры доставки энергии CED от системы 400 EC по линии 430 связи. Параметры доставки энергии CED могут включать в себя, например, коэффициенты отводов нагрузки, когда трансформатор LTC используется для понижения входной составляющей напряжения VIn(t) электрической мощности EIn(t) до составляющей напряжения VSupply(t) электрической мощности ESupply(t), подаваемой в систему 300 ED. В этой связи, система 500 ER может использовать коэффициенты отводов нагрузки для поддержания составляющей напряжения VSupply(t) на низковольтной обмотке трансформатора LTC на заранее определенном значении напряжения или в заранее определенном диапазоне значений напряжения.
Трансформатор LTC может включать в себя, например, семнадцать или более ступеней (тридцать пять или более доступных позиций), каждую из которых можно выбирать на основании принятых коэффициентов отводов нагрузки. Каждая смена ступени может регулировать составляющую напряжения VSupply(t) на низковольтной обмотке трансформатора LTC, например, менее чем около пяти тысячных (0,5%) или менее.
Альтернативно, трансформатор LTC может включать в себя менее семнадцати ступеней. Аналогично, каждая смена ступени трансформатора LTC может регулировать составляющую напряжения VSupply(t) на низковольтной обмотке трансформатора LTC, например, более чем около пяти тысячных (0,5%).
Составляющую напряжения VSupply(t) можно измерять и отслеживать на низковольтной обмотке трансформатора LTC, например, путем выборочного или непрерывного измерения составляющей напряжения VSupply(t) электрической мощности пониженного напряжения ESupply(t) и сохранения значений измеренной составляющей напряжения VSupply(t) как функции времени t в хранилище (не показано), например, на компьютерно-читаемом носителе. Составляющую напряжения VSupply(t) можно отслеживать, например, на распределительной шине подстанции и пр. Кроме того, составляющую напряжения VSupply(t) можно измерять в любой точке где можно производить измерения для систем передачи или распределения в системе 500 ER.
Аналогично, можно измерять и отслеживать составляющую напряжения VIn(t) электрической мощности EIn(t), поступающую на высоковольтную обмотку трансформатора LTC. Кроме того, можно измерять и отслеживать составляющую тока ISupply(t) электрической мощности пониженного напряжения ESupply(t) и составляющую тока IIn(t) электрической мощности EIn(t). В этой связи, можно определять и отслеживать разность фаз φIn(t) между составляющими напряжения VIn(t) и тока IIn(t) электрической мощности EIn(t). Аналогично, можно определять и отслеживать разность фаз φSupply(t) между составляющими напряжения VSupply(t) и тока ISupply(t) подаваемой электрической энергии ESupply(t).
Система 500 ER может предоставлять информацию состояния подачи электрической энергии системе 400 EC по линиям 430 или 510 связи. Информация состояния подачи электрической энергии может включать в себя отслеживаемую составляющую напряжения VSupply(t). Информация состояния подачи электрической энергии может дополнительно включать в себя составляющую напряжения VIn(t), составляющие тока IIn(t), ISupply(t) и/или значения разности фаз φIn(t), φSupply(t) как функцию времени t. Информация состояния подачи электрической энергии дополнительно может включать в себя, например, номинальную нагрузку трансформатора LTC.
Информация состояния подачи электрической энергии может поступать в систему 400 EC с периодическими интервалами времени, например каждую секунду, 5 с, 10 с, 30 с, 60 с, 120 с, 600 с, или любое другое значение в рамках сущности и объема изобретения, определенное специалистом в данной области техники. Периодические интервалы времени могут устанавливаться системой 400 EC или системой 500 ER. Альтернативно, информация состояния подачи электрической энергии может поступать в систему 400 EC или систему 500 ER периодически.
Дополнительно, информация состояния подачи электрической энергии может передаваться системе 400 EC в ответ на запрос от системы 400 EC или при регистрации заранее определенного события. Заранее определенное событие может включать в себя, например, изменение составляющей напряжения VSupply(t) на величину, большую (или меньшую) заданного порогового значения VSupplyThreshold (например, 130 В) в течение заранее определенного интервала времени, превышение температуры одного или нескольких компонентов системы 500 ER заданного температурного порога и пр.
Система 300 ED
Система 300 ED включает в себя множество интеллектуальных измерительных устройств 330. Система 300 ED может дополнительно включать в себя, по меньшей мере, один необязательный коллектор 350. Система 300 ED может быть подключена к сети 170 посредством линии 310 связи. Коллектор 350 может быть подключен к множеству интеллектуальных измерительных устройств 330 посредством линии 320 связи. Интеллектуальные измерительные устройства 330 могут быть подключены к системе 500 ER посредством одной или нескольких линий 340 электропередачи, которые дополнительно могут включать в себя линии связи.
Каждое интеллектуальное измерительное устройство 330 сконфигурировано с возможностью измерять, сохранять и сообщать данные потребления энергии на соответствующих потребителях 150, 160 (показанных на фиг. 1). Каждое интеллектуальное измерительное устройство 330 дополнительно сконфигурировано с возможностью измерять и определять потребление энергии на потребителях 150, 160, включающее в себя составляющую напряжения VMeter(t) и составляющую тока IMeter(t) электрической мощности EMeter(t), используемой потребителями 150, 160, как функцию времени. Интеллектуальные измерительные устройства 330 могут измерять составляющую напряжения VMeter(t) и составляющую тока IMeter(t) электрической мощности E Meter(t) в отдельные моменты времени t s, где s - период выборки, например, s=5 с, 10 с, 30 с, 60 с, 300 с, 600 с или более. Например, интеллектуальные измерительные устройства 330 могут измерять потребление энергии, например, каждую минуту (t60 с), пять минут (t300 с), десять минут (t600 с) или более, или с переменными интервалами времени, задаваемыми интеллектуальным измерительным устройством 330 (например, с использованием генератора случайных чисел).
Интеллектуальные измерительные устройства 330 могут усреднять значения измеренного напряжения VMeter(t) и/или тока IMeter(t) по заранее определенным интервалам времени (например, 5 мин, 10 мин, 30 мин или более). Интеллектуальные измерительные устройства 330 могут сохранять измеренное потребление электрической мощности EMeter(t), включающее в себя измеренную составляющую напряжения VMeter(t) и/или составляющую тока IMeter(t), как данные интеллектуального измерительного устройства в локальном (или удаленном) хранилище (не показано), например на компьютерно-читаемом носителе.
Каждое интеллектуальное измерительное устройство 330 дополнительно способно работать в режиме «отчета путем исключения» для любого напряжения VMeter(t), тока IMeter(t) или потребления энергии E Meter(t) за пределами целевого диапазона составляющей. Целевой диапазон составляющей может включать в себя целевой диапазон напряжений, целевой диапазон тока или целевой диапазон потребления энергии. В режиме «отчета путем исключения», интеллектуальное измерительное устройство 330 может самостоятельно устанавливать связь и передавать данные интеллектуального измерительного устройства в систему 400 EC. Режим «отчета путем исключения» можно использовать для перенастройки используемых интеллектуальных измерительных устройств 330 для представления, например, самых низких напряжений в схеме в соответствии с изменением условий в системе.
Данные интеллектуального измерительного устройства могут периодически поступать в коллектор 350 посредством линий 320 связи. Дополнительно, интеллектуальные измерительные устройства 330 могут обеспечивать данные интеллектуального измерительного устройства в ответ на сигнал запроса данных интеллектуального измерительного устройства, поступающий от коллектора 350 по линиям 320 связи.
Альтернативно (или дополнительно), данные интеллектуального измерительного устройства могут периодически поступать непосредственно в систему 400 EC (например, MAS 460) от множества местоположений интеллектуальных измерительных устройств, посредством, например, линий 320, 410 связи и сети 170. В этой связи, коллектор 350 можно опустить или исключить из системы 300 ED. Дополнительно, интеллектуальные измерительные устройства 330 могут предоставлять данные интеллектуального измерительного устройства непосредственно системе 400 EC в ответ на сигнал запроса данных интеллектуального измерительного устройства, поступающий от системы 400 EC. В отсутствие коллектора 350, система EC (например, MAS 460) может выполнять описанные здесь функции коллектора 350.
Сигнал запроса может включать в себя, например, сигнал опроса (или чтения) и сигнал идентификации интеллектуального измерительного устройства, который идентифицирует конкретное интеллектуальное измерительное устройство 330, от которого требуется получить данные интеллектуального измерительного устройства. Данные интеллектуального измерительного устройства могут включать в себя следующую информацию для каждого интеллектуального измерительного устройства 130, включающую в себя, например, данные о доставленной энергии (в кВт-ч), данные о потребленной энергии, данные о доставленной энергии плюс потребленной энергии, данные о доставленной энергии минус потребленной энергии, данные уровня напряжения, данные об уровне тока, фазовый угол между напряжением и током, данные о реактивной мощности, данные об интервале времени, данные о потребности и т.п.
Дополнительно, интеллектуальные измерительные устройства 330 могут передавать данные интеллектуального измерительного устройства на сервер системы автоматизации измерений MAS 460. Данные интеллектуального измерительного устройства можно передавать на MAS 460 периодически согласно заранее определенному графику или по запросу от MAS 460.
Коллектор 350 сконфигурирован с возможностью принимать данные интеллектуального измерительного устройства от каждого из множества интеллектуальных измерительных устройств 330 по линиям 320 связи. Коллектор 350 сохраняет принятые данные интеллектуального измерительного устройства в локальном хранилище (не показано), например на компьютерно-читаемом носителе. Коллектор 350 компилирует принятые данные интеллектуального измерительного устройства в данные коллектора. В этой связи, принятые данные интеллектуального измерительного устройства могут объединяться в данные коллектора на основании, например, географической зоны, в которой находятся интеллектуальные измерительные устройства 330, конкретного временного интервала (или диапазона), в течение которого собраны данные интеллектуального измерительного устройства, подмножества интеллектуальных измерительных устройств 330, идентифицированных в сигнале управления коллектором, и т.п. При компиляции принятых данных интеллектуального измерительного устройства, коллектор 350 может усреднять значения составляющей напряжения VMeter(t), принятые в данных интеллектуального измерительного устройства ото всех (или подмножества всех) интеллектуальных измерительных устройств 330.
Система 400 EC способна выбирать или изменять подмножество всех интеллектуальных измерительных устройств 330 для мониторинга в течение заранее определенных интервалов времени, которые могут включать в себя, например, 15-минутные интервалы. Заметим, что заранее определенные интервалы времени могут быть короче или длиннее 15 минут. Система 400 EC может выбирать или изменять подмножество всех интеллектуальных измерительных устройств 330 по мере необходимости для обеспечения управления минимальным уровнем напряжения VSupply(t), подаваемого на интеллектуальные измерительные устройства 330.
Коллектор 350 дополнительно может усреднять значения электрической мощности EMeter(t), принимаемые в данных интеллектуального измерительного устройства ото всех (или подмножества всех) интеллектуальных измерительных устройств 330. Коллектор 350 может передавать скомпилированные данные коллектора системе 400 EC посредством линии 310 связи и сети 170. Например, коллектор 350 может посылать скомпилированные данные коллектора на MAS 460 (или ROC 490) в системе 400 EC.
Коллектор 350 сконфигурирован с возможностью принимать сигналы управления коллектором по сети 170 и линии 310 связи от системы 400 EC. На основании принятых сигналов управления коллектором, коллектор 350 дополнительно сконфигурирован с возможностью выбирать конкретные из множества интеллектуальных измерительных устройств 330 и опрашивать измерительные устройства на предмет данных интеллектуального измерительного устройства, посылая сигнал запроса данных интеллектуального измерительного устройства на выбранные интеллектуальные измерительные устройства 330. Затем коллектор 350 может собирать данные интеллектуального измерительного устройства, которые он принимает от выбранных интеллектуальных измерительных устройств 330 в ответ на опросы. Выбираемые интеллектуальные измерительные устройства 330 могут включать в себя один или несколько из множества интеллектуальных измерительных устройств 330. Сигналы управления коллектором могут включать в себя, например, идентификацию опрашиваемых (или считываемых) интеллектуальных измерительных устройств 330, момент(ы) времени, когда идентифицированные интеллектуальные измерительные устройства 330 должны измерять VMeter(t), IMeter(t), EMeter(t) и/или φMeter(t) (φMeter(t) - разность фаз между составляющими напряжения VMeter(t) и тока IMeter(t) электрической мощности EMeter(t), измеренными идентифицированным интеллектуальным измерительным устройством 330), информацию потребления энергии после последнего считывания с идентифицированного интеллектуального измерительного устройства 330 и т.п. Затем коллектор 350 может компилировать и передавать скомпилированные данные коллектора на MAS 460 (и/или ROC 490) в системе 400 EC.
Система 400 EC
Система 400 EC может осуществлять связь с системой 300 ED и/или системой 500 ER посредством сети 170. Система 400 EC подключена к сети 170 посредством одной или нескольких линий 410 связи. Система 400 EC дополнительно может осуществлять связь непосредственно с системой 500 ER посредством линии 430 связи.
Система 400 EC включает в себя MAS 460, базу данных (DB) 470, систему 480 управления распределением (DMS) и региональный операционный центр (ROC) 490. ROC 490 может включать в себя компьютер (компьютер ROC) 495, сервер (не показан) и базу данных (не показана). MAS 460 может быть подключен к DB 470 и DMS 480 посредством линии 420 и 440 связи соответственно. DMS 480 может быть подключена к ROC 490 и системе ER 500 посредством линии 430 связи. База 470 данных может располагаться в том же месте (например, вблизи или внутри), что и MAS 460, или в удаленном месте, доступ к которому можно осуществлять, например, через сеть 170.
Система 400 EC сконфигурирована с возможностью отменять выбор, из подмножества отслеживаемых интеллектуальных измерительных устройств 330, интеллектуального измерительного устройства 330, который система 400 EC ранее выбрала для мониторинга, и выбирать интеллектуальное измерительное устройство 330, не входящее в подмножество отслеживаемых интеллектуальных измерительных устройств 330, но работающее в режиме отчета путем исключения. Система 400 EC может выполнять это изменение после приема самостоятельно сгенерированных данных интеллектуального измерительного устройства от невыбранного интеллектуального измерительного устройства 330. В этой связи, система 400 EC может удалять или разрывать соединение с интеллектуальным измерительным устройством 330, выбор которого отменен и создавать новое соединение со вновь выбранным интеллектуальным измерительным устройством 330, действующим в режиме отчета путем исключения. Система 400 EC дополнительно сконфигурирована с возможностью выбирать один или несколько из множества интеллектуальных измерительных устройств 330, от которых она принимает данные интеллектуального измерительного устройства, содержащие, например, самую низкую измеренную составляющую напряжения VMeter(t), и генерировать параметр доставки энергии CED на основании данных интеллектуального измерительного устройства, принятых от интеллектуального(ых) измерительного устройства (устройств) 330, обеспечивающего(их) самую низкую измеренную составляющую напряжения VMeter(t).
MAS 460 может включать в себя компьютер (не показан), который сконфигурирован с возможностью принимать данные коллектора от коллектора 350, которые включают в себя данные интеллектуального измерительного устройства, собранные с выбранного подмножества (или всех) интеллектуальных измерительных устройств 330. MAS 460 дополнительно сконфигурирован с возможностью извлекать и перенаправлять данные интеллектуального измерительного устройства на ROC 490 в ответ на опросы, полученные от ROC 490. MAS 460 может сохранять данные коллектора, включающие в себя данные интеллектуального измерительного устройства, в локальном хранилище и/или в DB 470.
DMS 480 может включать в себя компьютер, который сконфигурирован с возможностью принимать информацию состояния подачи электрической энергии от подстанции 530. DMS 480 дополнительно сконфигурирована с возможностью извлекать и перенаправлять измеренные значения составляющей напряжения VMeter(t) и значения электрической мощности EMeter(t) в ответ на опросы, полученные от ROC 490. DMS 480 дополнительно может быть сконфигурирована с возможностью извлекать и перенаправлять измеренные значения составляющей тока IMeter(t) в ответ на опросы, полученные от ROC 490. DMS 480 дополнительно может быть сконфигурирована с возможностью извлекать все напряжения "отчета путем исключения" VMeter(t) из интеллектуальных измерительных устройств 330, работающих в режиме «отчета путем исключения» и указывать напряжения VMeter(t) как одну из контрольных точек для непрерывного считывания в заранее определенные моменты времени (например, каждые 15 минут или менее (или более), или с переменными интервалами). Напряжения отчета путем исключения VMeter(t) можно использовать для управления контрольными точками EC 500.
DB 470 может включать в себя множество реляционных баз данных (не показаны). DB 470 включает в себя большое количество записей, которые включают в себя исторические данные для каждого интеллектуального измерительного устройства 330, каждого коллектора 350, каждой подстанции 530 и географической(их) области(ей) (включающих в себя широту, долготу и высоту), где расположены интеллектуальные измерительные устройства 330, коллекторы 350 и подстанции 530.
Например, DB 470 может включать в себя, по отдельности или в произвольной комбинации, информацию для каждого интеллектуального измерительного устройства 330, включающую в себя: географическое местоположение (включающее в себя широту, долготу и высоту); идентификационный номер интеллектуального измерительного устройства; номер учетной записи; расчетный адрес; номер телефона; тип интеллектуального измерительного устройства, включающий в себя модель и серийный номер; дату ввода в эксплуатацию интеллектуального измерительного устройства; метку времени последнего считывания (или опроса) интеллектуального измерительного устройства; данные интеллектуального измерительного устройства, принятые во время последнего считывания; график считывания (или опроса) интеллектуального измерительного устройства, включающий в себя типы считываемой информации; и т.п.
Исторические данные интеллектуального измерительного устройства могут включать в себя, например, электрическую мощность EMeter(t), используемую конкретным интеллектуальным измерительным устройством 330, как функцию времени. Время t можно измерять, например, дискретными интервалами, в которых величина электрической энергии EMeter (в кВт-ч) принятой электрической мощности EMeter(t) измеряется или определяется на интеллектуальном измерительном устройстве 330. Исторические данные интеллектуального измерительного устройства включают в себя измеренную составляющую напряжения VMeter(t) электрической энергии EMeter(t), принятой на интеллектуальном измерительном устройстве 330. Исторические данные интеллектуального измерительного устройства могут дополнительно включать в себя измеренную составляющую тока IMeter(t) и/или разность фаз φMeter(t) электрической мощности EMeter(t), принятой на интеллектуальном измерительном устройстве 330.
Как отмечено выше, составляющую напряжения VMeter(t) можно измерять с периодом выборки, например каждые пять секунд, десять секунд, тридцать секунд, одну минуту, пять минут, десять минут, пятнадцать минут и пр. Значения составляющей тока IMeter(t) и/или принятой электрической мощности EMeter(t) дополнительно можно измерять, по существу, в те же моменты времени, что и составляющую напряжения VMeter(t).
Благодаря низкой стоимости памяти, DB 470 может включать в себя исторические данные с самого начала сбора данных интеллектуального измерительного устройства с интеллектуальных измерительных устройств 330 вплоть до самых последних данных интеллектуального измерительного устройства, принятых от интеллектуальных измерительных устройств 330.
DB 470 может включать в себя значение времени, связанное с каждой измеренной составляющей напряжения VMeter(t), составляющей тока IMeter(t), составляющей фазы φMeter(t) и/или электрической мощностью EMeter(t), которое может включать в себя значение метки времени, сгенерированное на интеллектуальном измерительном устройстве 330. Значение метки времени может включать в себя, например, год, месяц, день, часы, минуты, секунды и доли секунды. Альтернативно, метка времени может быть кодированным значением, которое можно декодировать для определения года, месяца, дня, часов, минут, секунд и долей секунды с использованием, например, поисковой таблицы. ROC 490 и/или интеллектуальные измерительные устройства 330 может(ут) быть сконфигурирован(ы) с возможностью принимать, например, сигнал атомных часов WWVB, передаваемый Национальным институтом стандартов и технологий США (NIST) и пр. и синхронизировать свои внутренние часы (не показаны) с сигналом атомных часов WWVB.
Исторические данные в DB 470 могут дополнительно включать в себя исторические данные коллектора, связанные с каждым коллектором 350. Исторические данные коллектора могут включать в себя, по отдельности или в произвольной комбинации, информацию, включающую в себя, например: конкретные интеллектуальные измерительные устройства 330, связанные с каждым коллектором 350; географическое местоположение (включающее в себя широту, долготу и высоту) каждого коллектора 350; тип коллектора, включающий в себя модель и серийный номер; дату ввода в эксплуатацию коллектора 350; метку времени последнего приема данных коллектора от коллектора 350; принятые данные коллектора; график передачи коллектором 350 данных коллектора, включающий в себя типы передаваемой информации; и т.п.
Исторические данные коллектора могут дополнительно включать в себя, например, значение внешней температуры TCollector(t), измеренное за пределами каждого коллектора 350 во время t. Исторические данные коллектора могут дополнительно включать в себя, например, по отдельности или в произвольной комбинации, для каждого коллектора 350: значение атмосферного давления PCollector(t), измеренное вблизи коллектора 350 во время t; значение влажности HCollector(t), измеренное вблизи коллектора 350 во время t; значение вектора скорости ветра WCollector(t), измеренное вблизи коллектора 350 во время t, включающее в себя направление и величину измеренной скорости ветра; значение солнечного излучения LCollector(t) (кВт/м2), измеренное вблизи коллектора 350 во время t; и т.п.
Исторические данные в DB 470 могут дополнительно включать в себя исторические данные подстанции, связанные с каждой подстанцией 530. Исторические данные подстанции могут включать в себя, по отдельности или в произвольной комбинации, информацию, включающую в себя, например: идентификаторы конкретных интеллектуальных измерительных устройств 330, которые подстанция 530 снабжает электрической энергией ESupply(t); географическое местоположение (включающее в себя широту, долготу и высоту) подстанции 530; количество распределительных схем; количество трансформаторов; тип трансформатора для каждого трансформатора, включающий в себя модель, серийный номер и максимально допустимую полную мощность (в МВА); количество регуляторов напряжения; тип регулятора напряжения для каждого регулятора напряжения, включающий в себя модель и серийный номер; метку времени последнего приема данных подстанции от подстанции 530; принятые данные подстанции; график предоставления подстанцией 530 информации состояния подачи электрической энергии, включающий в себя типы предоставляемой информации; и т.п.
Исторические данные подстанции могут включать в себя, например, электрическую мощность ESupply(t), подаваемую на каждое конкретное интеллектуальное измерительное устройство 330, где ESupply(t) измеряется или определяется на выходе подстанции 530. Исторические данные подстанции включают в себя измеренную составляющую напряжения VSupply(t) подаваемой электрической мощности ESupply(t), которую можно измерять, например, на распределительной шине (не показана) от трансформатора. Исторические данные подстанции могут дополнительно включать в себя измеренную составляющую тока ISupply(t) подаваемой электрической мощности ESupply(t). Как отмечено выше, составляющую напряжения VSupply(t), составляющую тока ISupply(t) и/или электрическую мощность ESupply(t) можно измерять с периодом выборки, например каждые пять секунд, десять секунд, тридцать секунд, минуту, пять минут, десять минут, и пр. Исторические данные подстанции могут дополнительно включать в себя значение разности фаз φSupply(t) между сигналами напряжения VSupply(t) и тока ISupply(t) электрической мощности ESupply(t), которое можно использовать для определения коэффициента мощности электрической мощности ESupply(t), подаваемой на интеллектуальные измерительные устройства 330.
Исторические данные подстанции могут дополнительно включать в себя, например, электрическую мощность EIn(t), принятую на линии 520 на входе подстанции 530, где электрическая мощность EIn(t) измеряется или определяется на входе подстанции 530. Исторические данные подстанции могут включать в себя измеренную составляющую напряжения VIn(t) принятой электрической мощности EIn(t), которую можно измерять, например, на входе трансформатора. Исторические данные подстанции могут дополнительно включать в себя измеренную составляющую тока IIn(t) принятой электрической мощности EIn(t). Как отмечено выше, составляющую напряжения VIn(t), составляющую тока IIn(t) и/или электрическую мощность EIn(t) можно измерять с периодом выборки, например каждые пять секунд, десять секунд, тридцать секунд, минуту, пять минут, десять минут, и пр. Исторические данные подстанции могут дополнительно включать в себя разность фаз φIn(t) между составляющей напряжения VIn(t) и составляющей тока IIn(t) электрической мощности EIn(t). Коэффициент мощности электрической мощности EIn(t) можно определять на основании разности фаз φIn(t).
Согласно аспекту изобретения, система 400 EC может сохранять объединенные данные мощности на уровне подстанции, данные напряжения на уровне подстанции и метеорологические данные для сравнения с потреблением энергии в расчете на каждое интеллектуальное измерительное устройство 330 для определения энергосбережения системы 200 VCC, и, с использованием линейной регрессии, удалять из вычисления влияния погоды, рост нагрузки, экономические эффекты, и т.п.
В системе 200 VCC, управление может инициироваться, например, компьютером 495 ROC. В этой связи, на компьютере 495 ROC может отображаться экран 305 управления, показанный, например, на фиг. 3. Экран 305 управления может соответствовать данным для конкретной подстанции 530 (например, подстанции Trabue) в системе 500 ER. Компьютер 495 ROC может управлять, например, трансформатором с возможностью переключения отводов нагрузки подстанции 530 и (по необходимости) обходить его на основании, например, данных интеллектуального измерительного устройства, принятых от системы 300 ED для потребителей 150, 160. Система 300 ED может определять напряжения электрической мощности, подаваемой на потребители 150, 160, с заранее определенными (или переменными) интервалами, например, в среднем, каждые 15 минут, в то же время, поддерживая напряжения в необходимых пределах.
Для безопасности системы, подстанцией 530 можно управлять по линии 430 связи, идущей непосредственно от ROC 490 и/или DMS 480.
Кроме того, оператор может запустить, при необходимости, на компьютере 490 ROC программу управления напряжением, в обход средств управления и отслеживать время, необходимое для считывания напряжений на потребителях VMeter(t), используемых для управления, например, трансформатором LTC подстанции (не показан) в системе 500 ER.
На фиг. 4 показан пример процесса управления и сохранения напряжения (VCC) согласно принципам изобретения. Процесс VCC может выполняться, например, но без ограничения, системой 200 VCC, показанной на фиг. 2.
Согласно фиг. 2 и 4, целевой диапазон напряжений VBand-n можно определять для составляющей напряжения VMeter(t) электрической мощности EMeter(t), принятой и измеренной на интеллектуальных измерительных устройствах 330 (Этап 610). Целевой диапазон напряжений VBand-n можно определять, устанавливая заданное значение напряжения VSP и допустимый диапазон отклонения напряжения ΔV согласно выражению [1] VBand-n=VSP+ΔV. Например, заданное значение напряжения VSP можно установить равным 120 В с допустимым отклонением напряжения ΔV в пять процентов (+/-5%) для целевого диапазона напряжений VBand-1. В этом примере, целевой диапазон напряжений VBand-1 будет составлять от около 114 В (т.е. 120 В-(120 В×0,050)) до около 126 В (т.е. 120 В+(120 В×0,050)).
Значения составляющей напряжения VSupply(t) и электрической мощности ESupply(t), измеренные на подстанции 530, можно извлекать из DMS 480 (этап 620). Текущие или самые последние значения составляющей напряжения VMeter(t) и электрической мощности EMeter(t), принятые и измеренные на выбранном подмножестве множества интеллектуальных измерительных устройств 330, можно извлекать из MAS 460 (или локального хранилища, например, компьютерно-читаемого носителя, в ROC 490) (Этап 630). Текущие или самые последние значения составляющей напряжения VMeter(t) и электрической мощности EMeter(t) можно измерять выбранным подмножеством интеллектуальных измерительных устройств 330 и передавать на MAS 460 через коллектор 350, как описано выше.
Альтернативно, текущие или самые последние значения составляющей напряжения VMeter(t) и электрической мощности EMeter(t) можно извлекать непосредственно из коллектора 350 или выбранного подмножества интеллектуальных измерительных устройств 330 (Этап 630).
Текущие или самые последние значения составляющей напряжения VMeter(t) и электрической мощности EMeter(t) можно измерять на выбранном подмножестве интеллектуальных измерительных устройств 330 в ответ на сигнал запроса данных интеллектуального измерительного устройства, поступающий от коллектора 350. Коллектор 350 может посылать сигнал запроса данных интеллектуального измерительного устройства в ответ на сигнал управления коллектором, принятый от MAS 460 (или ROC 490).
Текущие или самые последние значения составляющей напряжения VMeter(t) можно усреднять по выбранному количеству интеллектуальных измерительных устройств 330 для определения среднего значения составляющей напряжения VMeter-Avg(t) для электрической мощности, доставляемой на выбранные интеллектуальные измерительные устройства 330. Затем это среднее значение составляющей напряжения VMeter-Avg(t) можно сравнивать с целевым диапазоном напряжений VBand-n для определения, находится ли среднее значение составляющей напряжения VMeter-Avg(t) в целевом диапазоне напряжений VBand-n (Этап 650).
Если среднее значение составляющей напряжения VMeter-Avg(t) выходит за пределы целевого диапазона напряжений VBand-n, то принимается решение изменить заданное значение напряжения VSP составляющей напряжения VSupply(t), подаваемой подстанцией 530 (Да на этапе 660). Параметры доставки энергии CED можно генерировать и передавать на подстанцию 530 для управления заданного значения напряжения VSP выходной составляющей напряжения VSupply(t) (Этап 670). Новое заданное значение напряжения VSP может вычисляться на DMS 480. В случае использования трансформатора LTC, заданное значение напряжения VSP может увеличиваться (или уменьшаться) с максимальной скоростью, например, один вольт, например, примерно каждые пятнадцать минут (Примечание: например, изменение напряжения 0,625% на ступень в трансформаторе LTC). Заметим, что заданное значение напряжения VSP может каждый раз увеличиваться (или уменьшаться), например, на долю вольта или несколько вольт. Параметры доставки энергии CED могут включать в себя, например, коэффициенты отводов нагрузки. Заданное значение напряжения VSP можно регулировать вверх (или вниз), например, на долю вольта (например, на 0,01 В, 0,02 В, …, 0,1 В, 0,2 В, …, 1,0 В, …, и пр.).
Кроме того, когда составляющие напряжения VSupply(t) или VMeter-Avg(t) достигают или падают ниже заранее определенного диапазона минимального напряжения (например, от около 118 В до около 119 В), заданное значение напряжения VSP может увеличиваться. Когда заданное значение напряжения VSP растет, составляющие напряжения VSupply(t) или VMeter-Avg(t) должны оставаться в диапазоне более высоких напряжений, например, в течение двадцати четырех часов, прежде чем можно будет вновь снизить заданное значение напряжения VSP.
Если среднее значение составляющей напряжения VMeter-Avg(t) находится в целевом диапазоне напряжений VBand-n, то принимается решение не изменять заданное значение напряжения VSP составляющей напряжения VSupply(t), подаваемой подстанцией 530 (Нет на этапе 660), и можно производить определение, заканчивать ли процесс VCC (Этап 680). Если принято решение не заканчивать процесс VCC (Нет на этапе 680), процесс VCC повторяется.
Согласно аспекту изобретения, предусмотрен компьютерно-читаемый носитель, содержащий компьютерную программу, которая, при выполнении, например, на ROC 495 (показанном на фиг. 2), предписывает выполнять процесс VCC согласно фиг. 4. Компьютерная программа может быть материально воплощена в компьютерно-читаемом носителе, содержащем сегмент кода или секцию кода для каждого из этапов 610-680.
На фиг. 5A показан пример процесса мониторинга составляющей напряжения VMeter(t) и электрической мощности EMeter(t), принятых и измеренных на выбранных интеллектуальных измерительных устройствах 330, согласно аспекту изобретения.
Согласно фиг. 2 и 5A, первоначально выбирается подмножество интеллектуальных измерительных устройств 330 из интеллектуальных измерительных устройств 330, подключенных к линиям электропередачи 340, которые снабжаются электрической энергией ESupply(t) от подстанции 530 (Этап 710). Подмножество может включать в себя, например, один или несколько (или все) интеллектуальных измерительных устройств 330, выбранных случайно или на основании заранее определенных критериев. Заранее определенные критерии могут включать в себя, например, исторические данные интеллектуального измерительного устройства, метеорологические условия, географическую область, солнечное излучение, историю потребления энергии, связанную с конкретными интеллектуальными измерительными устройствами 330 и т.п. Интеллектуальные измерительные устройства 330 можно выбирать, например, на ROC 490 или MAS 460.
Можно составить график получения данных интеллектуального измерительного устройства из выбранного подмножества интеллектуальных измерительных устройств 330 (Этап 720). График может включать в себя, например, измерение принятой составляющей напряжения VMeter(t) и электрической мощности EMeter(t), например, каждые пять секунд, десять секунд, тридцать секунд, одну минуту, пять минут, десять минут, пятнадцать минут, и пр., на выбранном подмножестве интеллектуальных измерительных устройств 330. Составленный график передается коллектору 350, который связан с выбранным подмножеством интеллектуальных измерительных устройств 330, в составе сигнала управления коллектором (Этап 730). Сигнал управления коллектором можно генерировать, например, на ROC 490 или MAS 460 и передавать на коллектор 350 по линии 410 связи и сети 170.
Коллектор 350, на основании предоставленного сигнала управления коллектором или ранее принятого графика, может посылать сигнал запроса данных интеллектуального измерительного устройства на выбранное подмножество интеллектуальных измерительных устройств 330 по линиям 320 связи. Сигнал запроса данных интеллектуального измерительного устройства может включать в себя, например, график, обеспеченный в сигнале управления коллектором. График может храниться на выбранном подмножестве интеллектуальных измерительных устройств 330 и использоваться интеллектуальными измерительными устройствами 330 для управления мониторингом и предоставления отчетов принятой составляющей напряжения VMeter(t) и электрической мощности EMeter(t) для соответствующего потребителя 150 (160).
Коллектор 350 принимает сообщенные данные интеллектуального измерительного устройства, включающие в себя составляющую напряжения VMeter(t) и электрическую энергию EMeter(t) для соответствующего потребителя 150 (160), от выбранного подмножества интеллектуальных измерительных устройств 330 по линиям 320 связи. Коллектор 350 компилирует принятые данные интеллектуального измерительного устройства, генерируя данные коллектора и передавая данные коллектора в систему 400 EC.
Данные коллектора принимаются от коллектора 350 (Этап 740) и сохраняются локально (или удаленно) в системе 400 EC (Этап 750). В частности, принятые данные коллектора локально сохраняются, например, в ROC 490, MAS 460 и/или DB 470.
Согласно аспекту изобретения, предусмотрен компьютерно-читаемый носитель, содержащий компьютерную программу, которая, при выполнении, например, на ROC 495 (показанном на фиг. 2), предписывает выполнять процесс для мониторинга составляющей напряжения и электрической мощности согласно фиг. 5A. Компьютерная программа может быть материально воплощена в компьютерно-читаемом носителе, содержащем сегмент кода или секцию кода для каждого из этапов 710-750.
На фиг. 5B показан пример процесса для выбора интеллектуального измерительного устройства 330, работающего в режиме отчета путем исключения, и отмены выбора ранее выбранного интеллектуального измерительного устройства, согласно принципам изобретения.
Согласно фиг. 2 и 5B, система 400 EC сконфигурирована с возможностью отслеживания или мониторинга самостоятельно сгенерированных данных интеллектуального измерительного устройства, которые могут быть приняты от одного или нескольких интеллектуальных измерительных устройств 330, работающих в режиме отчета путем исключения (Этап 760). Если самостоятельно сгенерированные данные интеллектуального измерительного устройства поступают от конкретного интеллектуального измерительного устройства 330 (Да, на этапе 760), то система 400 EC переходит к выбору этого конкретного интеллектуального измерительного устройства 330 (Этап 765) и созданию линии связи с интеллектуальным измерительным устройством 330 (Этап 770), в противном случае система 400 EC продолжает отслеживать самостоятельно сгенерированные данные интеллектуального измерительного устройства (Нет, на этапе 760). Система 400 EC отменяет выбор ранее выбранного интеллектуального измерительного устройства 330 (Этап 775), который был выбран в составе подмножества интеллектуальных измерительных устройств 330 для мониторинга, из множества местоположений интеллектуальных измерительных устройств 330, и обрывает линию связи с интеллектуальным измерительным устройством 330, выбор которого отменен (Этап 780). Система 400 EC может использовать самостоятельно сгенерированные данные интеллектуального измерительного устройства для определения заданного значения напряжения и предоставлять заданное значение напряжения системе 500 ER для управления заданного значения напряжения (Этап 785).
Согласно аспекту изобретения, предусмотрен компьютерно-читаемый носитель, содержащий компьютерную программу, которая, при выполнении, например, на ROC 495 (показанном на фиг. 2), предписывает процесс выбора интеллектуального измерительного устройства 330, работающего в режиме отчета путем исключения, и отмены выбора ранее выбранного интеллектуального измерительного устройства. Компьютерная программа может быть материально воплощена в компьютерно-читаемом носителе, содержащем сегмент кода или секцию кода для каждого из этапов 760-785.
На фиг. 6 показан пример графика напряжения электрической мощности, подаваемой потребителям 150, 160, в зависимости от времени суток, согласно принципам изобретения. В частности, верхняя форма волны 805 демонстрирует пример флуктуаций напряжения в электрической мощности, доставляемой потребителям 150, 160, в отсутствие системы 200 VCC. Нижняя форма волны 808 демонстрирует пример флуктуаций напряжения в электрической мощности, доставляемой потребителям 150, 160, в присутствие системы 200 VCC. Область 807 между верхней формой волны 805 и нижней формой волны 808 соответствует энергии, сэкономленной с использованием системы 200 VCC.
Согласно фиг. 6, нижняя форма волны 808 включает в себя более узкий диапазон (с более низкими потерями) флуктуаций напряжения по сравнению с верхней формой волны 805, которая испытывает более значительные флуктуации напряжения и более высокие потери, приводящий к существенному сокращению потерь мощности для нижней формы волны 808. Например, напряжение 805 может колебаться от около 114 В до около 127 В. В то же время, в системе 200 VCC, флуктуацию формы волны 808 напряжения можно сократить, например, до диапазона от около 114 В до около 120 В. Согласно графику, система 200 VCC может обеспечить экономию за счет, например, предотвращения вводов энергии и экономии после измерительного устройства. Кроме того, система 200 VCC может обеспечить высокий уровень достоверности экономии вне зависимости от действий потребителей 150, 160.
На фиг. 7 показан пример формы волны 810 напряжений на подстанции VSupply(t) для электрической мощности, вырабатываемой, например, трансформатором LTC на подстанции 530, которые могут быть связаны, например, с информацией, отображаемой на экране 305 управления, показанном на фиг. 3. Форма волны 820 демонстрирует среднее, например, напряжение на потребителях VMeter(t) двадцати самых низких уровней (худший случай) (например, десять худших напряжений в одной распределительной схеме, усредненные с десятью худшими напряжениями в другой распределительной схеме), отслеживаемых в произвольный момент времени на двух распределительных схемах, которые снабжают, например, шесть тысяч четыреста потребителей 150, 160 (показанных на фиг. 1) электрической мощностью в течение периода времени. В частности, график 810 демонстрирует пример флуктуаций напряжения (например, среднего флуктуаций напряжения 812 и флуктуаций напряжения 814 в паре схем соответственно) в электрической мощности, вырабатываемой подстанцией 530 (например, подстанцией Trabue на фиг. 3) и флуктуаций напряжения 820 (например, в паре схем) в электрической мощности, доставляемой потребителям 150, 160.
Формы волны 810 и 820 до момента времени t 0 демонстрируют пример флуктуаций напряжения в электрической мощности ESupply(t), подаваемой подстанцией 530, и электрической мощности EMeter(t), принимаемой потребителями 150, 160, в отсутствие системы 200 VCC. Формы волны 810 и 820 после момента t 0 демонстрируют пример флуктуаций напряжения в электрической мощности ESupply(t), подаваемой подстанцией 530 и электрической мощности EMeter(t), принимаемой потребителями 150, 160, в присутствии системы 200 VCC. Согласно фиг. 7, до применения управления напряжением (т.е. до t 0), напряжения 812, 814 (с сигналом 810 среднего напряжения) электрической мощности ESupply(t), подаваемой подстанцией 530, в общем случае, флуктуируют, например, от около 123 В до около 126 В; и форма волны напряжения 820 электрической мощности EMeter(t), принимаемой потребителями 150, 160, в общем случае, флуктуирует например, от около 121 В до около 124 В. После применения управления напряжения, формы волны напряжения 812, 814 (810), в общем случае, флуктуируют, например, от около 120 В до около 122 В, и форма волны напряжения 820, в общем случае, флуктуирует, например, от около 116 В до около 121 В. Соответственно, система 200 VCC способна оперировать потребителями 150, 160 на более низком уровне диапазона.
Энергосбережение 807 (показанное на фиг. 6), обеспеченное работой системы 200 VCC, согласно принципам изобретения, можно измерять и/или контролировать путем измерения уровней составляющей напряжения VSupply(t) и электрической мощности ESupply(t) для электрической мощности, подаваемой подстанцией 530, относительно соответствующего заданного опорного значения напряжения VSP(t). В примере, показанном на фиг. 7, уровни напряжения VSupply(t) и электрической энергии ESupply(t) можно измерять на выходе трансформатора (не показан), где можно реализовать управление напряжением. Однако измерение можно осуществлять в любой точке, где можно производить измерения для систем передачи или распределения.
На фиг. 8 показан пример данных, ежечасно собираемых (включающих в себя измерение напряжения и энергии) DMS 480 (показанной на фиг. 2), до момента времени t 0 (показанного на фиг. 7), когда управление напряжением не производится в системе 200 VCC. Согласно фиг. 8, собранные данные могут включать в себя, например, дату, время (часы: минуты: секунды), уровень мощности (МВт), уровень реактивной мощности (МВАр), напряжение (В), уровень кажущейся мощности (МВА), коэффициент мощности (PF), коэффициент потерь, и FTR потерь, электрической мощности ESupply(t), подаваемой подстанцией 530.
На фиг. 9 показан пример данных, ежечасно собираемых (включающих в себя измерение напряжения и энергии) DMS 480 (показанной на фиг. 2), после момента t 0 (показанного на фиг. 7), когда управление напряжением выполняется в системе 200 VCC. Согласно фиг. 9, собранные данные могут включать в себя, например, дату, время (часы: минуты: секунды), уровень мощности (МВт), уровень реактивной мощности (МВАр), напряжение (В), уровень кажущейся мощности (МВА), коэффициент мощности (PF), финансовые права передачи (FTR) нагрузки и FTR потерь, электрической мощности ESupply(t), подаваемой подстанцией 530, при том, что система 200 VCC осуществляет управление напряжением.
Сравнивая данные на фиг. 8 с данными на фиг. 9, можно видеть, что измерения напряжения VSupply(t) и электрической мощности ESupply(t) демонстрируют существенное влияние снижения напряжения на потребление электрической мощности, например, потребителями 150, 160. В этой связи, ежечасные данные на трансформаторе (не показан) на подстанции 530 (показанной на фиг. 2) можно ежечасно сохранять. Регулировку и/или сохранение напряжения можно осуществлять согласно принципам изобретения, и потребление энергии до (фиг. 8) и после (фиг. 9) реализации системы 200 VCC можно сравнивать на двух разных уровнях напряжения вдоль распределительной схемы (например, от подстанции или к ней 530). В примерах, показанных на фиг. 8 и 9, напряжения до могут колебаться, например, от около 123 В до около 125 В, и напряжения после могут колебаться, например, от около 120 В до около 122 В.
Как показано на фиг. 7, система 200 VCC может отслеживать двадцать напряжений худшего случая, подаваемых распределительными схемами, и управлять исходным напряжением VSP(t) на шине, чтобы поддерживать работу в более низком диапазоне, показанном, например, на фиг. 6. Система 200 VCC дополнительно может повторно выбирать интеллектуальные измерительные устройства 330, используемые для 20 напряжений худшего случая, на основании, например, информации, полученной от системы 400 EC, осуществляющей мониторинг напряжения посредством "отчета путем исключения". Система 200 VCC может выбирать эти новые интеллектуальные измерительные устройства 330 из всего множества интеллектуальных измерительных устройств 330, подключенных к подстанции 530.
Данные напряжения VSupply(t) и электрической мощности ESupply(t), показанные на фиг. 8 и 9, можно получать ежечасно и усреднять по двадцатичетырехчасовым периодам, сохраняя верное среднее значение напряжения к электрической мощности (МВт) путем вычисления значения напряжения к электрической мощности (МВт) каждый час, суммирования по двадцати четырем часам, вычисления взвешенного двадцатичетырехчасового напряжения с использованием ежечасно усредненного значения электрической мощности (МВт) и отношения полной двадцатичетырехчасовой электрической мощности (МВт) к напряжению за день. Это может порождать одно значение для средней электрической мощности (МВт) за час в течение двадцатичетырехчасового периода и взвешенное напряжение, связанного с этим средним потреблением электрической мощности.
На фиг. 10 показан пример данных вычисления для часов 1-5 и среднего для полных двадцати четырех часов в примере, показанном на фиг. 7-9.
На фиг. 11 показан пример сбора данных для метеорологических переменных за дни до и после управления и/или сохранения напряжения системой 200 VCC согласно изобретению. В частности, на фиг. 11 показаны данные, собранные Национальной метеорологической службой, например, для международного аэропорта Ричмонда, ближайшей метеостанцией к подстанции Trabue (показанной на фиг. 3). Показанные данные относятся к тому же периоду, что и пример на фиг. 7. Данные, показанные на фиг. 11, можно использовать для устранения изменений мощности, отличных от тех, которые обусловлены напряжением, для обеспечения возможно точного измерения.
На фиг. 12 показан пример применения процесса анализа парных тестов, согласно принципам изобретения. Можно видеть, что суточное потребление мощности в расчете на потребителя в период времени с мая по январь, когда, например, VCC отключен, сравнивается с суточным потреблением мощности в расчете на потребителя в период времени с января по ноябрь, когда, например, VCC включен. Рост нагрузки Trabue демонстрирует процесс спаривания испытательных дней из состояния 1 в состояние 2. Дни из пары 1 выбираются из периода времени с мая по январь при отключенном сохранении напряжения и сопоставляются с днями из периода пары 2, например, с января по ноябрь. Сопоставление можно проводить на основании наибольшей схожести погоды, времени года, типа дня и уровней относительной влажности для удаления как можно большего количества других переменных, кроме изменения напряжения. Поскольку сбор данных осуществляется в течение длительного периода времени, где экономика и рост, которые дополнительно могут оказывать влияние на сравнение характеристик роста или экономического спада, устранены с использованием данных потребляемой мощности в расчете на одного потребителя для устранения влияния на увеличения и уменьшения потребления энергии потребителем и модель ежемесячной линейной регрессии, для устранения роста или экономического спада, коррелированного с месяцем с устраненными метеорологическими переменными.
На фиг. 13 показан пример диаграммы разброса полной мощности в расчете на двадцать четыре часа в зависимости от суточного нагрева. В этой связи, можно регистрировать напряжение и электрическую мощность (МВт) в час, и среднее напряжение и электрическую мощность (МВт) в час, определенные в течение двадцатичетырехчасового периода. График разброса можно использовать для прогнозирования требуемой мощности на следующий день с использованием дня с наиболее близким уровнем мощности из исторических данных, хранящихся в DB 470 (показанной на фиг. 2). При вычислении можно использовать на входе изменение переменных от дня с наиболее близкой нагрузкой к расчетному дню, и на выходе можно получить новый уровень нагрузки. Используя эти входы и вычисление стандартной линейной регрессии, можно построить модель исторических данных. Вычисление регрессии может включать в себя, например, нижеследующее выражение [2]
Figure 00000002
где ETotal - полная мощность в течение двадцатичетырехчасового периода в расчете на потребителя на конкретный день; DType - тип дня (например, выходной, рабочий или праздничный) конкретного дня; DSeason - одно из четырех времен года, соответствующее конкретному дню в календарном году; DMonth - конкретный день месяца; H - уровень суточного нагрева на конкретный день; и V - среднее напряжение VAvg, подаваемое на каждый потребитель на конкретный день.
Данные, представленные в примере, показанном на фиг. 13, включают в себя исторические данные на 115-дневный период, до реализации системы 200 VCC согласно принципам изобретения. Пример, показанный на фиг. 12, может соответствовать зимнему сезону для нагрузок подстанции Trabue. Согласно фиг. 13, можно использовать модель, представляющую изменение уровня мощности ото дня ко дню, которое не связано с переменными погоды, роста и экономики в выражении линейной регрессии [2].
Исторические данные можно регулировать для согласования уровня суточного нагрева для измерений, сделанных после выполнения системой 200 VCC управления и/или сохранения напряжения. Например, согласно фиг. 11, можно считывать суточный нагрев 19 на конкретный день, 1 февраля 2009 г. В DB 470 можно искать исторические данные для всех дней с уровнями нагрева 19. Например, можно найти два дня в декабре с одинаковыми уровнями суточного нагрева, например, 1 и 17 декабря. Выражение модели линейной регрессии [2] для исторических данных можно использовать для регулирования переменных для 1 и 17 декабря к тем же значениям, что и данные, взятые 1 февраля 2009 г. Это может обеспечить хорошее совпадение между историей (работой на более высоком уровне напряжения) и 1 февраля 2009 г. (работой на более низком уровне напряжения). Вычисление (изменения мощности)/(изменение напряжения) можно производить от высоковольтного режима к низковольтному. Это может стать одной точкой данных для статистического анализа.
Этот процесс можно повторять для всех измерений, сделанных после включения сохранения напряжения, и сравнивать со всеми похожими днями в исторических данных, взятых для согласования сезонных и других погодных условий. Это может порождать, например, сто пятнадцать точек данных из, например, 115 дней работы, сопоставленных со всеми данными исторического согласования. Результирующий статистический анализ этих данных показан на фиг. 13-14.
Нормальность данных можно проверять с использованием теста на нормальность Андерсона-Дарлинга. В случае примера, приведенного на фиг. 13 и 14, значение P может быть равно 0.098, что намного больше требуемого значения 0.01, демонстрируя тем самым, что данные могут быть нормальными с приблизительно 99%-м уровнем достоверности, как показано на фиг. 14. Это позволяет приложению одного выборочного теста T демонстрировать среднее среднего значения изменения электрической мощности (МВт) по отношению к изменению напряжения. Тест можно осуществлять для оценивания статистической значимости превышения средним значением величины, например, около 1,0. Как показано на фиг. 14, тест может демонстрировать приблизительно 99%-й уровень достоверности того, что экономия мощности по отношению к снижению напряжения может превышать около 1,0% в расчете на 1% изменения напряжения. Используя статистический метод этого типа, можно осуществлять и регистрировать непрерывный мониторинг улучшения энергосбережения, выраженного в суточной или совокупной экономии мощности в расчете на одного потребителя по отношению к суммарной экономии мощности для потребителей, подключенных к подстанции 530.
На фиг. 15 показан альтернативный пример диаграммы разброса полной мощности в расчете на двадцать четыре часа в зависимости от суточного нагрева. В этой связи, можно регистрировать напряжение и электрическую мощность (МВт) в час, и среднее напряжение и электрическую мощность (МВт) в час, определенные в течение двадцатичетырехчасового периода. График разброса можно использовать для прогнозирования требуемой мощности на следующий день с использованием дня с наиболее близким уровнем мощности из исторических данных, хранящихся в DB 470 (показанной на фиг. 2). При вычислении можно использовать на входе изменение переменных от дня с наиболее близкой нагрузкой к расчетному дню, и на выходе можно получить новый уровень нагрузки. Используя эти входы и вычисление стандартной линейной регрессии, можно построить модель исторических данных. Вычисление регрессии может включать в себя, например, нижеследующее выражение [3]:
Figure 00000003
где ETotal - полная мощность в течение двадцатичетырехчасового периода на конкретный день; Y - календарный год конкретного дня; DType - тип дня (например, выходной, рабочий или праздничный) конкретного дня; DYear - конкретный день в календарном году; DMonth - конкретный день месяца; Tmax - максимальная температура на конкретный день; Tmin - минимальная температура на конкретный день; Tavg - средняя температура на конкретный день; H - уровень суточного нагрева на конкретный день; C - уровень суточного охлаждения; PStd - атмосферное давление на конкретный день; Tmax-d - максимальная температура на день наиболее близкого сравнения с конкретным днем; Tmin-d - минимальная температура на день наиболее близкого сравнения с конкретным днем; Tavg-d - средняя температура на день наиболее близкого сравнения с конкретным днем; Hd - уровень суточного нагрева на день наиболее близкого сравнения с конкретным днем; Cd - уровень суточного охлаждения на день наиболее близкого сравнения с конкретным днем; PR - атмосферное давление на день наиболее близкого сравнения с конкретным днем; и ETotalPrevious - полное среднее ежечасное потребление в МВт на день наиболее близкого сравнения с конкретным днем. Данные, представленные в примере, показанном на фиг. 15, включают в себя исторические данные на пятидесятидневный период, до реализации системы 200 VCC согласно принципам изобретения. Пример, показанный на фиг. 15, может соответствовать зимнему сезону для нагрузок подстанции Trabue. Согласно фиг. 15, модель может представлять 99,7% изменения уровня мощности ото дня ко дню с использованием переменных в выражении линейной регрессии [3].
Исторические данные можно регулировать для согласования уровня суточного нагрева для измерений, сделанных после выполнения системой 200 VCC управления и/или сохранения напряжения. Например, согласно фиг. 11, можно считывать суточный нагрев 19 на конкретный день, 1 февраля 2009 г. В DB 470 можно искать исторические данные для всех дней с уровнями нагрева 19. Например, можно найти два дня в декабре с одинаковыми уровнями суточного нагрева, например, 1 и 17 декабря. Выражение модели линейной регрессии [3] для исторических данных можно использовать для регулирования переменных для 1 и 17 декабря к тем же значениям, что и данные, взятые 1 февраля 2009 г. Это может обеспечить хорошее совпадение между историей (работой на более высоком уровне напряжения) и 1 февраля 2009 г. (работой на более низком уровне напряжения). Вычисление (изменения мощности)/(изменение напряжения) можно производить от высоковольтного режима к низковольтному. Это может стать одной точкой данных для статистического анализа.
Этот процесс можно повторять для всех измерений, сделанных после включения сохранения напряжения, и сравнивать со всеми похожими днями в исторических данных, взятых для согласования сезонных и других погодных условий. Это может порождать, например, семьдесят одну точку данных из, например, тридцати дней работы, сопоставленных со всеми данными исторического согласования. Результирующий статистический анализ этих данных показан на фиг. 17.
Нормальность данных можно проверять с использованием теста на нормальность Андерсона-Дарлинга. В случае примера, приведенного на фиг. 6 и 7, значение P может быть равно 0,305, что намного больше требуемого значения 0,02, демонстрируя тем самым, что данные могут быть нормальными с приблизительно 98%-м уровнем достоверности, как показано на фиг. 17. Это позволяет приложению одного выборочного теста T демонстрировать среднее среднего значения изменения электрической мощности (МВт) по отношению к изменению напряжения. Тест можно осуществлять для оценивания статистической значимости превышения средним значением величины около 0,8. Как показано на фиг. 17, тест может демонстрировать приблизительно 98%-й уровень достоверности того, что экономия мощности по отношению к снижению напряжения может превышать около 0,8% в расчете на 1% изменения напряжения.
Хотя изобретение было описано в отношении иллюстративных вариантов осуществления, специалистам в данной области техники очевидно, что изобретение можно осуществлять на практике с модификациями, соответствующими сущности и объему нижеследующей формулы изобретения. Эти примеры служат лишь для иллюстрации и не составляют исчерпывающий список всех возможных конструкций, вариантов осуществления, применений или модификаций изобретения.

Claims (38)

1. Система управления напряжением и энергосбережения, содержащая:
подстанцию, сконфигурированную с возможностью подавать электрическую мощность к множеству местоположений потребителей,
интеллектуальное измерительное устройство, расположенное на одном из множества местоположений потребителей и сконфигурированное с возможностью генерирования данных интеллектуального измерительного устройства на основании измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, и
регулятор напряжения, сконфигурированный с возможностью генерирования параметра доставки энергии на основании данных интеллектуального измерительного устройства,
причем подстанция дополнительно сконфигурирована с возможностью регулирования заданного значения напряжения электрической мощности, подаваемой к множеству местоположений потребителей, на основании параметра доставки энергии, и
интеллектуальное измерительное устройство сконфигурировано с возможностью работы в режиме отчета путем исключения и самостоятельно передавать данные интеллектуального измерительного устройства на регулятор напряжения, когда определено, что измеренная составляющая электрической мощности выходит за пределы целевого диапазона составляющей.
2. Система по п.1, в которой подстанция содержит:
трансформатор с возможностью переключения отводов нагрузки, который регулирует заданное значение напряжения на основании коэффициента переключения отводов нагрузки, или
регулятор напряжения, который регулирует заданное значение напряжения на основании параметра доставки энергии.
3. Система по п.2, в которой регулятор напряжения сконфигурирован с возможностью регулирования заданного значения напряжения с максимальной скоростью одной ступени переключения отводов нагрузки.
4. Система по п.1, в которой целевой диапазон составляющей включает в себя целевой диапазон напряжений, и регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью сравнения измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, с целевым диапазоном напряжений и регулирования заданного значения напряжения на основании результата сравнения.
5. Система по п.1, в которой регулятор напряжения содержит:
сервер системы автоматизации измерений (MAS),
систему управления распределением (DMS), и
региональный операционный центр (ROC).
6. Система по п.4, в которой регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью поддержания измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, в целевом диапазоне напряжений на основании результата сравнения.
7. Система по п.1, дополнительно содержащая: второе интеллектуальное измерительное устройство, расположенное на втором из множества местоположений потребителей и сконфигурированное с возможностью генерирования вторых данных интеллектуального измерительного устройства на основании второй измеренной составляющей электрической мощности, принятой вторым интеллектуальным измерительным устройством,
причем регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью определять усредненную составляющую напряжения на потребителе путем усреднения измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, и второй измеренной составляющей электрической мощности, принятой вторым интеллектуальным измерительным устройством.
8. Система по п.7, в которой регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью регулирования заданного значения напряжения на основании усредненной составляющей напряжения на потребителе.
9. Система по п.1, в которой подстанция содержит:
распределительную шину, которая подает электрическую мощность к множеству местоположений потребителей,
причем составляющая напряжения подаваемой электрической мощности измеряется на распределительной шине.
10. Система по п.8, в которой:
подстанция содержит распределительную шину, которая подает электрическую мощность к множеству местоположений потребителей, и составляющая напряжения подаваемой электрической мощности измеряется на распределительной шине, и
регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью увеличивать заданное значение напряжения, когда либо составляющая напряжения подаваемой электрической мощности, либо усредненная составляющая напряжения на потребителе оказывается ниже целевого диапазона напряжений.
11. Система по п.1, дополнительно содержащая:
коллектор, сконфигурированный с возможностью принимать данные интеллектуального измерительного устройства от интеллектуального измерительного устройства и генерировать данные коллектора,
причем регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью генерировать параметр доставки энергии на основании данных коллектора.
12. Система по п.1, в которой регулятор напряжения сконфигурирован с возможностью выбирать интеллектуальное измерительное устройство для мониторинга и создавать соединение с интеллектуальным измерительным устройством после приема данных интеллектуального измерительного устройства, самостоятельно переданных интеллектуальным измерительным устройством, работающим в режиме отчета путем исключения.
13. Система по п.12, в которой регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью отменять выбор другого интеллектуального измерительного устройства, ранее выбранного для мониторинга.
14. Система по п.13, в которой регулятор напряжения сконфигурирован с возможностью создавать соединение с интеллектуальным измерительным устройством и разрывать соединение с другим интеллектуальным измерительным устройством.
15. Система по п.13, в которой самостоятельно сгенерированные данные интеллектуального измерительного устройства, принятые от интеллектуального измерительного устройства представляют нижний уровень ограничения напряжения в системе.
16. Система по п.1, в которой регулятор напряжения сконфигурирован с возможностью:
сохранения исторических данных составляющей, которые включают в себя, по меньшей мере, одни из составляющей совокупной энергии на уровне подстанции, данных составляющей напряжения на уровне подстанции и метеорологических данных,
определения потребления энергии в каждом из множества местоположений потребителей,
сравнения исторических данных составляющей с определенным потреблением энергии, и
определения энергосбережения, относящегося к системе, на основании результатов сравнения исторических данных составляющей с определенным потреблением энергии.
17. Система по п.1, в которой регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью определения энергосбережения, относящегося к системе, на основании линейной регрессии, которая устраняет влияния погоды, рост нагрузки или экономические эффекты.
18. Система управления напряжением и энергосбережения, содержащая:
подстанцию, сконфигурированную с возможностью подачи электрической мощности к множеству местоположений потребителей,
интеллектуальное измерительное устройство, расположенное на одном из множества местоположений потребителей и сконфигурированное с возможностью генерирования данных интеллектуального измерительного устройства на основании измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, и
регулятор напряжения, сконфигурированный с возможностью управления заданным значением напряжения электрической мощности, подаваемой подстанцией, на основании данных интеллектуального измерительного устройства.
19. Система по п.18, в которой интеллектуальное измерительное устройство сконфигурировано с возможностью работы в режиме отчета путем исключения, который предусматривает самостоятельную передачу данных интеллектуального измерительного устройства на регулятор напряжения, когда определено, что измеренная составляющая электрической мощности выходит за пределы целевого диапазона составляющей.
20. Система по п.18, в которой подстанция содержит:
трансформатор с возможностью переключения отводов нагрузки, который регулирует заданное значение напряжения на основании коэффициента переключения отводов нагрузки, или
регулятор напряжения, который регулирует заданное значение напряжения на основании параметра доставки энергии.
21. Система по п.20, в которой регулятор напряжения сконфигурирован с возможностью регулирования заданного значения напряжения с максимальной скоростью одной ступени переключения отводов нагрузки.
22. Система по п.18, в которой регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью сравнения измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, с целевым диапазоном составляющей и регулирования заданного значения напряжения на основании результата сравнения.
23. Система по п.22, в которой целевой диапазон составляющей включает в себя целевой диапазон напряжений, и регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью поддержания измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, в целевом диапазоне напряжений на основании результата сравнения.
24. Система по п.18, дополнительно содержащая:
второе интеллектуальное измерительное устройство, расположенное на втором из множества местоположений потребителей, причем второе интеллектуальное измерительное устройство сконфигурировано с возможностью генерирования вторых данных интеллектуального измерительного устройства на основании второй измеренной составляющей электрической мощности, принятой вторым интеллектуальным измерительным устройством,
причем регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью определения усредненной составляющей напряжения на потребителе путем усреднения измеренной составляющей электрической мощности, принятой интеллектуальным измерительным устройством, и второй измеренной составляющей электрической мощности, принятой вторым интеллектуальным измерительным устройством.
25. Система по п.24, в которой регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью регулирования заданного значения напряжения на основании усредненной составляющей напряжения на потребителе.
26. Система по п.18, в которой подстанция содержит:
распределительную шину, которая подает электрическую мощность к множеству местоположений потребителей,
причем составляющая напряжения подаваемой электрической мощности измеряется на распределительной шине.
27. Система по п.24, в которой:
подстанция содержит распределительную шину, которая подает электрическую мощность к множеству местоположений потребителей, и составляющая напряжения подаваемой электрической мощности измеряется на распределительной шине, и
регулятор напряжения дополнительно сконфигурирован с возможностью увеличения заданного значения напряжения, когда либо составляющая напряжения подаваемой электрической мощности, либо усредненная составляющая напряжения на потребителе оказывается ниже целевого диапазона напряжений.
28. Способ управления электрической мощностью, подаваемой к множеству местоположений потребителей, содержащий этапы, на которых:
принимают данные интеллектуального измерительного устройства от первого одного из множества местоположений потребителей, и
регулируют заданное значение напряжения на подстанции на основании данных интеллектуального измерительного устройства,
причем данные интеллектуального измерительного устройства самостоятельно сгенерированы на первом из множества местоположений потребителей, когда определено, что измеренная составляющая электрической мощности, подаваемой на первый из множества местоположений потребителей, выходит за пределы целевого диапазона составляющей.
29. Способ по п.28, в котором целевой диапазон составляющей включает в себя целевой диапазон напряжений, причем способ дополнительно содержит этапы, на которых
определяют целевой диапазон напряжений и
сравнивают усредненную составляющую напряжения на потребителе с целевым диапазоном напряжений.
30. Способ по п.29, в котором заданное значение напряжения регулируют на основании результата сравнения усредненной составляющей напряжения на потребителе с целевым диапазоном напряжений.
31. Способ по п.29, дополнительно содержащий этап, на котором
поддерживают усредненную составляющую напряжения на потребителе в целевом диапазоне напряжений.
32. Способ по п.28, дополнительно содержащий этап, на котором
измеряют составляющую напряжения подаваемой электрической мощности на распределительной шине.
33. Способ по п.28, дополнительно содержащий этап, на котором
увеличивают заданное значение напряжения, когда либо составляющая напряжения подаваемой электрической мощности, либо усредненная составляющая напряжения на потребителе оказывается ниже целевого диапазона составляющей.
34. Способ по п.28, дополнительно содержащий этапы, на которых выбирают
интеллектуальное измерительное устройство для мониторинга и создают соединение с интеллектуальным измерительным устройством после приема данных интеллектуального измерительного устройства, самостоятельно переданных интеллектуальным измерительным устройством, работающим в режиме отчета путем исключения.
35. Способ по п.28, дополнительно содержащий этап, на котором
отменяют выбор другого интеллектуального измерительного устройства из группы интеллектуальных измерительных устройств, ранее выбранного для мониторинга.
36. Способ по п.35, дополнительно содержащий этап, на котором
разрывают соединение с другим интеллектуальным измерительным устройством.
37. Способ по п.28, в котором самостоятельно сгенерированные данные интеллектуального измерительного устройства, принятые от интеллектуального измерительного устройства, представляют нижний уровень ограничения напряжения в системе.
38. Способ по п.28, дополнительно содержащий этапы, на которых:
сохраняют исторические данные составляющей, которые включают в себя, по меньшей мере, одни из данных составляющей совокупной энергии на уровне подстанции, данных составляющей напряжения на уровне подстанции и метеорологических данных,
определяют потребление энергии на каждом из множества местоположений потребителей,
сравнивают исторические данные составляющей с определенным потреблением энергии и
определяют энергосбережение, относящееся к системе, на основании результатов сравнения исторических данных составляющей с определенным потреблением энергии.
RU2011149632/07A 2009-05-07 2010-05-05 Сохранение напряжения с использованием развитой измерительной инфраструктуры и централизованное управление напряжением подстанции RU2480885C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US17639809P 2009-05-07 2009-05-07
US61/176,398 2009-05-07
PCT/US2010/033751 WO2010129691A2 (en) 2009-05-07 2010-05-05 Voltage conservation using advanced metering infrastructure and substation centralized voltage control

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013104077/07A Division RU2013104077A (ru) 2009-05-07 2013-01-30 Сохранение напряжения с использованием развитой измерительной инфраструктуры и централизованное управление напряжением подстанции

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2480885C1 true RU2480885C1 (ru) 2013-04-27

Family

ID=43050851

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011149632/07A RU2480885C1 (ru) 2009-05-07 2010-05-05 Сохранение напряжения с использованием развитой измерительной инфраструктуры и централизованное управление напряжением подстанции
RU2013104077/07A RU2013104077A (ru) 2009-05-07 2013-01-30 Сохранение напряжения с использованием развитой измерительной инфраструктуры и централизованное управление напряжением подстанции

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013104077/07A RU2013104077A (ru) 2009-05-07 2013-01-30 Сохранение напряжения с использованием развитой измерительной инфраструктуры и централизованное управление напряжением подстанции

Country Status (13)

Country Link
US (5) US8577510B2 (ru)
EP (2) EP3703222A1 (ru)
JP (2) JP5312686B2 (ru)
KR (1) KR101353005B1 (ru)
CN (2) CN102549880B (ru)
BR (1) BRPI1013764A2 (ru)
CA (2) CA2929916C (ru)
DK (1) DK2427949T3 (ru)
IL (1) IL216179A0 (ru)
MX (2) MX2011009052A (ru)
RU (2) RU2480885C1 (ru)
WO (1) WO2010129691A2 (ru)
ZA (1) ZA201108102B (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2735233C2 (ru) * 2016-07-26 2020-10-29 АББ С.п.А. Способ управления распределительной электрической сетью, компьютерное устройство, устройство управления, распределительная электрическая сеть и прерыватель цепи

Families Citing this family (101)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8390227B2 (en) 2006-04-04 2013-03-05 Utilidata, Inc. Electric power control system and efficiency optimization process for a polyphase synchronous machine
US8670876B2 (en) 2006-04-04 2014-03-11 Utilidata, Inc. Electric power control system and process
US8676396B2 (en) 2011-02-09 2014-03-18 Utilidata, Inc. Mesh delivery system
WO2013131003A1 (en) * 2012-03-01 2013-09-06 Utilidata, Inc. System and method for estimating performance metrics of conservation voltage reduction (cvr) systems and volt/var optimization systems
JP5367832B2 (ja) * 2009-09-24 2013-12-11 株式会社東芝 エネルギー削減装置
US20110121649A1 (en) * 2009-11-16 2011-05-26 Applied Materials, Inc. Energy savings based on power factor correction
US8924033B2 (en) * 2010-05-12 2014-12-30 Alstom Grid Inc. Generalized grid security framework
US9057626B2 (en) * 2011-01-13 2015-06-16 General Electric Company Advanced metering infrastructure (AMI) cartridge for an energy meter
US20120197450A1 (en) * 2011-01-27 2012-08-02 General Electric Company Systems, Methods, and Apparatus for Coordinated Volt/VAR Control in Power Distribution Networks
US20120229294A1 (en) * 2011-03-11 2012-09-13 General Electric Company System and method for communicating device specific data over an advanced metering infrastructure (ami) network
US8531173B2 (en) * 2011-03-31 2013-09-10 General Electric Company System and method for operating a tap changer
WO2012142586A1 (en) 2011-04-15 2012-10-18 Power Tagging Technologies, Inc. System and method for single and multi zonal optimization of utility services delivery and utilization
US9287711B2 (en) * 2011-05-16 2016-03-15 General Electric Company Reducing demand/response effects implementing volt/VAR control
JP5755027B2 (ja) * 2011-05-30 2015-07-29 三菱電機株式会社 配電系統監視制御システム、監視制御サーバ、および電力機器
US9006925B2 (en) * 2011-05-31 2015-04-14 General Electric Company Distribution protection system and method
US9641026B2 (en) 2011-06-08 2017-05-02 Alstom Technology Ltd. Enhanced communication infrastructure for hierarchical intelligent power distribution grid
US9281689B2 (en) 2011-06-08 2016-03-08 General Electric Technology Gmbh Load phase balancing at multiple tiers of a multi-tier hierarchical intelligent power distribution grid
US8965590B2 (en) 2011-06-08 2015-02-24 Alstom Grid Inc. Intelligent electrical distribution grid control system data
WO2013009420A1 (en) 2011-06-09 2013-01-17 Power Tagging Technologies, Inc. System and method for grid based cyber security
WO2013020053A1 (en) 2011-08-03 2013-02-07 Power Tagging Technologies, Inc. System and methods for synchronizing edge devices on channels without carrier sense
JP5828063B2 (ja) * 2011-08-12 2015-12-02 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 エネルギー管理装置、エネルギー管理システム、プログラム
US8810251B2 (en) * 2011-08-31 2014-08-19 General Electric Company Systems, methods, and apparatus for locating faults on an electrical distribution network
JP5694557B2 (ja) * 2011-10-31 2015-04-01 三菱電機株式会社 配電系統電圧制御システム、配電系統電圧制御方法、集中電圧制御装置、及びローカル電圧制御装置
US9170134B2 (en) 2012-08-08 2015-10-27 Utilidata, Inc. Augmented mesh delivery system
WO2014056695A2 (de) * 2012-10-10 2014-04-17 Maschinenfabrik Reinhausen Gmbh Verfahren zur spannungsregelung eines transformators
US9106078B2 (en) 2013-02-05 2015-08-11 Utilidata, Inc. Cascade adaptive regulator tap manager method and system
US10097240B2 (en) * 2013-02-19 2018-10-09 Astrolink International, Llc System and method for inferring schematic and topological properties of an electrical distribution grid
US9563218B2 (en) 2013-03-15 2017-02-07 Dominion Resources, Inc. Electric power system control with measurement of energy demand and energy efficiency using t-distributions
US9553453B2 (en) 2013-03-15 2017-01-24 Dominion Resources, Inc. Management of energy demand and energy efficiency savings from voltage optimization on electric power systems using AMI-based data analysis
WO2014152429A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-25 Dominion Resources, Inc. Management of energy on electric power systems
KR20150132469A (ko) * 2013-03-15 2015-11-25 도미니온 리소스, 인크. Ami-기반 데이터 분석을 이용하여 에너지 수요 및 에너지 효율의 계획으로 전력 시스템을 제어
MX349421B (es) * 2013-03-15 2017-07-28 Dominion Energy Inc Optimizacion del voltaje utilizando el control y analisis de los datos con base en la infraestructura de medicion avanzada.
US9847639B2 (en) 2013-03-15 2017-12-19 Dominion Energy, Inc. Electric power system control with measurement of energy demand and energy efficiency
US9582020B2 (en) 2013-03-15 2017-02-28 Dominion Resources, Inc. Maximizing of energy delivery system compatibility with voltage optimization using AMI-based data control and analysis
US9678520B2 (en) * 2013-03-15 2017-06-13 Dominion Resources, Inc. Electric power system control with planning of energy demand and energy efficiency using AMI-based data analysis
US11641536B2 (en) * 2013-03-15 2023-05-02 Fluke Corporation Capture and association of measurement data
US8847570B1 (en) 2013-04-30 2014-09-30 Utilidata, Inc. Line drop compensation methods and systems
CA2910686A1 (en) 2013-04-30 2014-11-06 Utilidata, Inc. Metering optimal sampling
US9438312B2 (en) 2013-06-06 2016-09-06 Astrolink International Llc System and method for inferring schematic relationships between load points and service transformers
MX357831B (es) 2013-06-13 2018-07-26 Astrolink Int Llc Perdidas no tecnicas en una rejilla electrica publica.
US10749571B2 (en) 2013-06-13 2020-08-18 Trc Companies, Inc. System and methods for inferring the feeder and phase powering an on-grid transmitter
US10135247B2 (en) * 2013-10-17 2018-11-20 General Electric Company Methods and systems for integrated Volt/VAr control in electric network
US10734838B2 (en) 2013-10-31 2020-08-04 Open Access Technology International, Inc. Practical conservation voltage reduction formulation and method utilizing measurement and/or alarming information from intelligent data gathering and communication technology devices
EP2871749A1 (en) * 2013-11-07 2015-05-13 Alcatel Lucent A method of managing the definition of at least one action in at least a portion of an electrical power grid
US9400512B2 (en) * 2013-12-17 2016-07-26 General Electric Company System and method for operating an on load tap changer for regulating voltage on an electric power system
US9528854B1 (en) * 2014-02-26 2016-12-27 Southern Company Services, Inc. Determining downstream load in a distribution network
US9958850B2 (en) * 2014-04-09 2018-05-01 Smappee Nv Energy management system
US9843189B2 (en) * 2014-05-19 2017-12-12 The University Of North Carolina At Charlotte Grid tied system controller including logic coupled to a photovoltaic station and an energy storage system
US9506776B2 (en) 2014-08-08 2016-11-29 International Business Machines Corporation Adaptive sampling of smart meter data
AU2015338896B2 (en) 2014-10-30 2020-11-12 Dominion Energy Technologies, Inc. System, method and apparatus for grid location
CN107005273B (zh) 2014-10-30 2021-01-01 艾斯通林克国际有限责任公司 用于在配电网格中分配时隙和解决时隙冲突的系统和方法
US20160140586A1 (en) * 2014-11-14 2016-05-19 Opower, Inc. Behavioral demand response using substation meter data
US9829880B2 (en) 2014-11-20 2017-11-28 General Electric Company System and method for modelling load in an electrical power network
US10367354B2 (en) 2015-01-12 2019-07-30 Dominion Energy, Inc. Systems and methods for volt-ampere reactive control and optimization
WO2016123327A1 (en) * 2015-01-29 2016-08-04 Dominion Resources, Inc. Electric power system control with measurement of energy demand and energy efficiency
US9600004B2 (en) 2015-02-09 2017-03-21 General Electric Company System and method for regulation of voltage on an electrical network
US10211673B2 (en) 2015-03-04 2019-02-19 Siemens Industry, Inc. Apparatus and methods for timestamping electrical data in a panel meter
US20160268811A1 (en) * 2015-03-10 2016-09-15 Utilidata, Inc. Systems and methods for secondary voltage loss estimator
JP6392155B2 (ja) * 2015-03-27 2018-09-19 株式会社東芝 配電監視制御装置
US9709604B2 (en) 2015-05-03 2017-07-18 Itron, Inc. Detection of electrical theft from a transformer secondary
US10338017B2 (en) 2015-05-04 2019-07-02 Itron, Inc. Electric grid high impedance condition detection
JP2017034747A (ja) * 2015-07-29 2017-02-09 東京電力ホールディングス株式会社 監視制御システム
US11172273B2 (en) 2015-08-10 2021-11-09 Delta Energy & Communications, Inc. Transformer monitor, communications and data collection device
WO2017027682A1 (en) 2015-08-11 2017-02-16 Delta Energy & Communications, Inc. Enhanced reality system for visualizing, evaluating, diagnosing, optimizing and servicing smart grids and incorporated components
US10732656B2 (en) * 2015-08-24 2020-08-04 Dominion Energy, Inc. Systems and methods for stabilizer control
US10055966B2 (en) 2015-09-03 2018-08-21 Delta Energy & Communications, Inc. System and method for determination and remediation of energy diversion in a smart grid network
MX2018004053A (es) 2015-10-02 2018-12-17 Delta Energy & Communications Inc Red de malla de entrega y recepcion de datosdigitales complementarios y alternativos realizada a traves de la colocacion de dispositivos de monitoreo montados en transformadores mejorados.
US10476597B2 (en) 2015-10-22 2019-11-12 Delta Energy & Communications, Inc. Data transfer facilitation across a distributed mesh network using light and optical based technology
WO2017070648A1 (en) 2015-10-22 2017-04-27 Delta Energy & Communications, Inc. Augmentation, expansion and self-healing of a geographically distributed mesh network using unmanned aerial vehicle technology
US10418814B2 (en) 2015-12-08 2019-09-17 Smart Wires Inc. Transformers with multi-turn primary windings for dynamic power flow control
US10903653B2 (en) 2015-12-08 2021-01-26 Smart Wires Inc. Voltage agnostic power reactor
US10097037B2 (en) 2016-02-11 2018-10-09 Smart Wires Inc. System and method for distributed grid control with sub-cyclic local response capability
US10218175B2 (en) 2016-02-11 2019-02-26 Smart Wires Inc. Dynamic and integrated control of total power system using distributed impedance injection modules and actuator devices within and at the edge of the power grid
MX2018010238A (es) 2016-02-24 2019-06-06 Delta Energy & Communications Inc Red de malla 802.11s distribuida usando hardware de módulo de transformador para la captura y transmisión de datos.
US10651633B2 (en) 2016-04-22 2020-05-12 Smart Wires Inc. Modular, space-efficient structures mounting multiple electrical devices
CN105824303B (zh) * 2016-05-17 2018-11-23 上海颖电控制技术有限公司 一种基于物联网的分布式智能仪表控制系统及其方法
WO2018035143A1 (en) 2016-08-15 2018-02-22 Delta Energy & Communications, Inc. Integrated solution of internet of things and smart grid network
US10048709B2 (en) 2016-09-19 2018-08-14 General Electric Company System and method for regulation of voltage on an electric power system
US10468880B2 (en) * 2016-11-15 2019-11-05 Smart Wires Inc. Systems and methods for voltage regulation using split-conductors with loop current reduction
KR101768545B1 (ko) * 2017-03-28 2017-08-17 주식회사 한미이앤씨 배전선로의 전원 분산을 제어하는 장치
US10666038B2 (en) 2017-06-30 2020-05-26 Smart Wires Inc. Modular FACTS devices with external fault current protection
GB2569910B (en) * 2018-03-23 2020-04-29 Electricity North West Property Ltd System for frequency regulation on a power distribution network
US11322940B2 (en) * 2018-03-23 2022-05-03 Electricty North West Property Limited System for frequency regulation on a power distribution network
US20220231507A1 (en) * 2018-03-23 2022-07-21 Electricity North West Property Limited System for frequency regulation on a power distribution network
EP3937332A1 (en) * 2018-05-10 2022-01-12 SolarEdge Technologies Ltd. Systems and methods to increase the reliability and the service life time of photovoltaic (pv) modules
US11258261B2 (en) 2018-05-10 2022-02-22 Solaredge Technologies Ltd. Systems and methods to increase the reliability and the service life time of photovoltaic (PV) modules
CN109710616B (zh) * 2018-12-29 2021-10-22 郑州春泉节能股份有限公司 一种数据的存放方法
CN113632334B (zh) * 2019-03-27 2024-07-26 日立能源有限公司 使用直流互联系统的馈电线故障响应
US11099537B2 (en) 2019-06-28 2021-08-24 Utilidata, Inc. Utility grid control using a dynamic power flow model
KR20220107158A (ko) 2019-09-09 2022-08-02 일렉시스 아이피 피티와이 엘티디 양방향 전력 분배 네트워크
US11568500B1 (en) 2019-12-03 2023-01-31 Madison Gas and Electric Company Gas distribution management system
US11791655B2 (en) 2020-04-02 2023-10-17 Dominion Energy, Inc. Electrical grid control systems and methods using dynamically mapped effective impedance
US11521636B1 (en) 2020-05-13 2022-12-06 Benjamin Slotznick Method and apparatus for using a test audio pattern to generate an audio signal transform for use in performing acoustic echo cancellation
US11107490B1 (en) 2020-05-13 2021-08-31 Benjamin Slotznick System and method for adding host-sent audio streams to videoconferencing meetings, without compromising intelligibility of the conversational components
US11567551B2 (en) 2020-07-28 2023-01-31 Rohde & Schwarz Gmbh & Co. Kg Adaptive power supply
US12015269B2 (en) * 2020-12-11 2024-06-18 Enel X S.R.L. Methods, systems, and apparatuses for the reset of a setpoint for committed demand
CN112711293B (zh) * 2020-12-31 2022-06-14 佛山市集智智能科技有限公司 一种集成用电器系统的功率分配方法
US11575263B2 (en) 2021-03-12 2023-02-07 Utilidata, Inc. Optimal power flow control via dynamic power flow modeling
EP4356152A1 (en) 2021-06-15 2024-04-24 Utilidata Inc. Distance-to-fault power outage notification
EP4341644A1 (en) * 2021-06-24 2024-03-27 X Development LLC Electrical grid monitoring using aggregated smart meter data
CN117980698A (zh) * 2021-08-30 2024-05-03 兰迪斯+盖尔科技股份有限公司 动态风向标仪表

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4686630A (en) * 1984-09-27 1987-08-11 Process Systems, Inc. Load management control system and method
WO1988002583A1 (en) * 1986-09-23 1988-04-07 Associated Data Consultants, Inc. Energy management system
SU1473008A1 (ru) * 1987-01-19 1989-04-15 Белорусский Политехнический Институт Устройство дл управлени нагрузкой трансформаторной подстанции
RU2066084C1 (ru) * 1994-09-21 1996-08-27 Российский институт радионавигации и времени Устройство для управления электрической нагрузкой
RU2200364C2 (ru) * 1996-12-09 2003-03-10 Тарджет-Хай-Тек Электроникс Лтд. Устройство равномерного распределения электрической нагрузки по n-фазной сети распределения электроэнергии
US6633823B2 (en) * 2000-07-13 2003-10-14 Nxegen, Inc. System and method for monitoring and controlling energy usage
US6832135B2 (en) * 2001-07-10 2004-12-14 Yingco Electronic Inc. System for remotely controlling energy distribution at local sites

Family Cites Families (297)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3900842A (en) 1973-03-29 1975-08-19 Automated Technology Corp Remote automatic meter reading and control system
CH583980A5 (ru) 1973-11-23 1977-01-14 Zellweger Uster Ag
US4054830A (en) 1974-03-25 1977-10-18 Landis Tool Company Regulated power supply
CH604409A5 (ru) 1977-05-17 1978-09-15 Landis & Gyr Ag
CH621631A5 (ru) 1977-12-29 1981-02-13 Landis & Gyr Ag
CH627311A5 (ru) * 1978-04-27 1981-12-31 Landis & Gyr Ag
US4309655A (en) * 1978-06-23 1982-01-05 Lgz Landis & Gyr Zug Ag Measuring transformer
CH630205A5 (de) 1978-07-19 1982-05-28 Landis & Gyr Ag Verfahren und einrichtung zur sicherung der wiedereinschaltung eines mittels rundsteuerung gesteuerten elektrischen energieversorgungsnetzes.
CH632847A5 (de) 1978-11-13 1982-10-29 Landis & Gyr Ag Einrichtung zur messung elektrischer leistung in einem wechselstromnetz.
CH648934A5 (de) 1978-12-01 1985-04-15 Landis & Gyr Ag Verfahren zur messung elektrischer leistung.
EP0020310B1 (en) 1979-05-28 1983-06-01 Arnaldo Spena A remote control direct electric load management system
US4302750A (en) * 1979-08-03 1981-11-24 Compuguard Corporation Distribution automation system
CH653778A5 (de) * 1980-05-02 1986-01-15 Landis & Gyr Ag Schaltungsanordnung zur ueberwachung eines statischen elektrizitaetszaehlers.
CH651671A5 (de) 1980-12-24 1985-09-30 Landis & Gyr Ag Anordnung zur messung elektrischer leistung oder energie.
US4365302A (en) 1981-01-14 1982-12-21 Westinghouse Electric Corp. High accuracy AC electric energy metering system
JPS57148533A (en) * 1981-03-10 1982-09-13 Tokyo Shibaura Electric Co Method of operating substation facility
CH660537A5 (de) * 1983-03-02 1987-04-30 Landis & Gyr Ag Messwandler zum messen eines stromes.
US4689752A (en) 1983-04-13 1987-08-25 Niagara Mohawk Power Corporation System and apparatus for monitoring and control of a bulk electric power delivery system
US4540931A (en) 1983-06-24 1985-09-10 Regulation Technology, Inc. Variable transformer and voltage control system
US4630220A (en) 1984-03-06 1986-12-16 Southern California Edison Company Voltage controller
DE3521546A1 (de) 1985-06-15 1986-12-18 LGZ Landis & Gyr Zug AG, Zug Elektrischer ueberlastanzeiger
US4894610A (en) * 1985-09-14 1990-01-16 LOZ Landis & Gyr Zug AG Current-transformer arrangement for an electrostatic meter
DE3607675A1 (de) 1986-03-08 1987-09-17 Sachsenwerk Ag Fehlerschutz fuer einen mittelspannungs-trafoabzweig
US4695737A (en) 1986-03-19 1987-09-22 Southern California Edison Microcomputer controlled power regulator system and method
JPS63299722A (ja) * 1987-05-28 1988-12-07 Hitachi Ltd 電圧調整継電器
CH677037A5 (ru) 1987-08-06 1991-03-28 Landis & Gyr Betriebs Ag
CH677036A5 (ru) 1987-08-06 1991-03-28 Landis & Gyr Betriebs Ag
US4896106A (en) * 1987-09-21 1990-01-23 Landis & Gyr Metering, Inc. Watthour meter for wye connected systems
US4887028A (en) 1987-09-21 1989-12-12 Landis & Gyr Metering, Inc. Watthour meter with isolation transformers having a feedback loop
EP0345493B1 (de) 1988-06-08 1994-03-09 Landis & Gyr Technology Innovation AG Anordnung zur Überwachung, Steuerung und Regelung einer betriebstechnischen Anlage eines Gebäudeautomationssystems
CH681491A5 (ru) 1989-03-31 1993-03-31 Landis & Gyr Business Support
US5270639A (en) 1989-09-22 1993-12-14 Landis & Gyr Metering, Inc. Time of use register for use with a utility meter
US5066906A (en) 1989-09-22 1991-11-19 Landis & Gyr Metering, Inc. Time of use register for use with a utility meter
EP0432386B1 (de) 1989-12-14 1993-04-21 Landis & Gyr Business Support AG Anordnung zur Ermittlung von Werten elektrischer Grössen, die von Messwerten mindestens zweier elektrischer Eingangsgrössen der Anordnung ableitbar sind
US5028862A (en) 1989-12-26 1991-07-02 Honeywell Inc. Voltage follower circuit for use in power level control circuits
US5673252A (en) 1990-02-15 1997-09-30 Itron, Inc. Communications protocol for remote data generating stations
US5553094A (en) 1990-02-15 1996-09-03 Iris Systems, Inc. Radio communication network for remote data generating stations
CH683721A5 (de) 1990-05-03 1994-04-29 Landis & Gyr Business Support Verfahren zur Ermittlung von Schätzwerten der Momentanwerte von Parametern mindestens eines sinusförmigen Signals mit konstanter und vorbekannter Frequenz.
US5055766A (en) 1990-06-04 1991-10-08 Duke Power Company Voltage regulator compensation in power distribution circuits
US5136233A (en) 1991-04-09 1992-08-04 Iowa-Illinois Gas And Electric Company Means and method for controlling elecrical transformer voltage regulating tapchangers
US5432705A (en) * 1991-05-31 1995-07-11 Itronix Corporation Administrative computer and testing apparatus
US5511108A (en) * 1991-05-31 1996-04-23 Itronix Corporation Apparatus and method for performing and controlling testing of electrical equipment
FR2677190B1 (fr) 1991-06-03 1993-09-03 Merlin Gerin Dispositif de teletransmission a courants porteurs en ligne destine au controle commande d'un reseau electrique, notamment a moyenne tension.
ATE126601T1 (de) 1991-07-22 1995-09-15 Landis & Gry Tech Innovat Ag Anordnung zum messen einer blindleistung oder einer blindenergie.
US5475867A (en) 1992-02-06 1995-12-12 Itron, Inc. Distributed supervisory control and data acquisition system
US5343143A (en) 1992-02-11 1994-08-30 Landis & Gyr Metering, Inc. Shielded current sensing device for a watthour meter
US5537029A (en) 1992-02-21 1996-07-16 Abb Power T&D Company Inc. Method and apparatus for electronic meter testing
US5457621A (en) * 1992-02-21 1995-10-10 Abb Power T&D Company Inc. Switching power supply having voltage blocking clamp
US5231347A (en) 1992-02-28 1993-07-27 Landis & Gyr Metering, Inc. Power factor matching in an AC power meter
US5298857A (en) * 1992-04-06 1994-03-29 Landis & Gyr Metering, Inc. Electrical energy meter with a precision integrator for current measurement
NL9200783A (nl) 1992-04-29 1993-11-16 Geb Zuid Holland West Nv Werkwijze voor het regelen van de spanning op de leveringspunten in een net voor het distribueren van electrische energie.
IT1257167B (it) 1992-10-27 1996-01-05 Metodo per il miglioramento della gestione delle reti di distribuzionein particolare di gas, acqua, energia elettrica, calore.
US5422561A (en) * 1992-11-23 1995-06-06 Southern California Edison Company Automated voltage and VAR control in power transmission and distribution networks
US20020186000A1 (en) 1993-03-26 2002-12-12 Briese Forrest Wayne Electronic revenue meter with automatic service sensing
US5631554A (en) * 1993-03-26 1997-05-20 Schlumberger Industries, Inc. Electronic metering device including automatic service sensing
US5552696A (en) 1994-02-18 1996-09-03 Siemens Energy & Automation, Inc. Multiple setpoint configuration in a voltage regulator controller
JPH09512699A (ja) * 1994-04-29 1997-12-16 ミシガン ステイト ユニヴァーシティー 送電系統の電圧安定性の確実性を改善する方法
DE59510984D1 (de) 1994-09-05 2005-02-10 Landis & Gyr Ag Zug Anordnung zum Messen elektrischer Energie
US5604414A (en) * 1994-09-15 1997-02-18 Landis & Gyr Energy Management Method and apparatus for adjusting overload compensation for a watthour meter
US5627759A (en) 1995-05-31 1997-05-06 Process Systems, Inc. Electrical energy meters having real-time power quality measurement and reporting capability
US5646512A (en) * 1995-08-30 1997-07-08 Beckwith; Robert W. Multifunction adaptive controls for tapswitches and capacitors
US5610394A (en) * 1996-04-29 1997-03-11 Itron, Inc. Rotation monitor disturbance neutralization system
US6026355A (en) * 1996-09-18 2000-02-15 Itron, Inc. Solid state watt-hour meter using GMR sensor
JP3809569B2 (ja) * 1996-11-28 2006-08-16 株式会社日立製作所 電力系統制御方法及び装置
US5903548A (en) 1996-12-19 1999-05-11 Itronix Corporation Portable electronic communications device having switchable LAN/WAN wireless communications features
US6900737B1 (en) 1997-02-12 2005-05-31 Elster Electricity, Llc Remote access to electronic meters using the short message service
US6396839B1 (en) 1997-02-12 2002-05-28 Abb Automation Inc. Remote access to electronic meters using a TCP/IP protocol suite
US7046682B2 (en) * 1997-02-12 2006-05-16 Elster Electricity, Llc. Network-enabled, extensible metering system
US6073169A (en) * 1997-04-08 2000-06-06 Abb Power T&D Company Inc. Automatic meter reading system employing common broadcast command channel
US6218995B1 (en) 1997-06-13 2001-04-17 Itron, Inc. Telemetry antenna system
US6538577B1 (en) 1997-09-05 2003-03-25 Silver Springs Networks, Inc. Electronic electric meter for networked meter reading
US5918380A (en) 1997-09-17 1999-07-06 Itron, Inc. Time-of-use and demand metering in conditions of power outage
US6006212A (en) 1997-09-17 1999-12-21 Itron, Inc. Time-of-use and demand metering in conditions of power outage with a mobile node
AU1935699A (en) 1997-12-24 1999-07-19 Abb Power T & D Company Inc. Method and apparatus for detecting and reporting a power outage
CA2287304C (en) 1998-03-03 2003-10-21 Itron, Inc. Method and system for reading intelligent utility meters
EP0953845A1 (de) 1998-04-23 1999-11-03 Electrowatt Technology Innovation AG Verfahren zur Anwahl einer Unterstelle durch eine Zentrale in einem Übertragungssystem
US6778099B1 (en) 1998-05-01 2004-08-17 Elster Electricity, Llc Wireless area network communications module for utility meters
DE59811948D1 (de) 1998-05-28 2004-10-21 Landis & Gyr Ag Zug Verfahren zur Ableitung einer Frequenz eines Taktsignals
US6757628B1 (en) 1998-07-14 2004-06-29 Landis+Gyr Inc. Multi-level transformer and line loss compensator and method
KR100475046B1 (ko) * 1998-07-20 2005-05-27 삼성전자주식회사 출력버퍼 및 그의 버퍼링 방법
DE19842241A1 (de) 1998-09-15 2000-04-06 Siemens Metering Ag Elektrizitätszähler und Eingangsbaustein für einen Elektrizitätszähler
US6636893B1 (en) 1998-09-24 2003-10-21 Itron, Inc. Web bridged energy management system and method
US6700902B1 (en) * 1998-10-19 2004-03-02 Elster Electricity, Llc Method and system for improving wireless data packet delivery
US6885185B1 (en) 1998-12-01 2005-04-26 Itron Electricity Metering, Inc. Modular meter configuration and methodology
AU2514500A (en) * 1999-01-27 2000-08-18 Abb Automation Inc. Advanced instrument packaging for electronic energy meter
US6321074B1 (en) 1999-02-18 2001-11-20 Itron, Inc. Apparatus and method for reducing oscillator frequency pulling during AM modulation
US6747446B1 (en) 1999-09-24 2004-06-08 Landis+Gyr Inc. Arrangement for providing external access to functionality switches in a utility meter
CA2387941C (en) * 1999-10-21 2007-04-24 Siemens Power Transmission & Distribution, Inc. External transformer correction in an electricity meter
US6756914B1 (en) 1999-11-12 2004-06-29 Itron, Inc. Low impedance encoder for a utility meter
US6618684B1 (en) 2000-01-26 2003-09-09 Elster Electricity, Llc System and method for digitally compensating frequency and temperature induced errors in amplitude and phase shift in current sensing of electronic energy meters
US6947854B2 (en) 2000-02-29 2005-09-20 Quadlogic Controls Corporation System and method for on-line monitoring and billing of power consumption
US6873144B2 (en) * 2000-04-07 2005-03-29 Landis+Gyr Inc. Electronic meter having random access memory with passive nonvolatility
US6998962B2 (en) 2000-04-14 2006-02-14 Current Technologies, Llc Power line communication apparatus and method of using the same
EP1320793A2 (en) 2000-07-21 2003-06-25 Itron Inc. Spread spectrum meter reading system utilizing low-speed/high-power frequency hopping
BR0112854A (pt) * 2000-08-01 2003-08-26 Itron Inc Sistema de comunicação de espectro espalhado sem fio para transmitir dados
US6868293B1 (en) * 2000-09-28 2005-03-15 Itron, Inc. System and method for energy usage curtailment
US6738693B2 (en) 2000-12-20 2004-05-18 Landis+Gyr Inc. Multiple virtual meters in one physical meter
US7616420B2 (en) 2000-12-26 2009-11-10 Landis+Gyr, Inc. Excessive surge protection method and apparatus
DE10104064C1 (de) * 2001-01-29 2002-10-10 Siemens Metering Ag Zug Kompensationsschaltung für die Phasenverschiebung bei Elektrizitätszählern zum direkten Anschluss
HU228200B1 (en) * 2001-02-07 2013-01-28 Landis & Gyr Ag Measuring circuit arrangement for electricity meters for direct connection
JP2002247780A (ja) 2001-02-20 2002-08-30 Mitsubishi Electric Corp 電力品質管理運用支援システムおよび電力品質管理運用支援方法
US7091878B2 (en) 2001-02-28 2006-08-15 Landis+Gyr, Inc. Electrical service disconnect having tamper detection
US6667692B2 (en) 2001-06-29 2003-12-23 Landis+Gyr Inc. Electrical utility meter having harmonic data templates for power quality alarm thresholds
US6859742B2 (en) * 2001-07-12 2005-02-22 Landis+Gyr Inc. Redundant precision time keeping for utility meters
US7126493B2 (en) 2001-09-14 2006-10-24 Landis+Gyr Inc. Utility meter with external signal-powered transceiver
US6995685B2 (en) 2001-09-25 2006-02-07 Landis+Gyr, Inc. Utility meter power arrangements and methods
US6892144B2 (en) 2001-09-25 2005-05-10 Landis+Gyr, Inc. Arrangement for providing sensor calibration information in a modular utility meter
US6815942B2 (en) 2001-09-25 2004-11-09 Landis+Gyr, Inc. Self-calibrating electricity meter
US6906637B2 (en) 2001-10-29 2005-06-14 Landis + Gyr, Inc. Utility disconnect controller
US20030179149A1 (en) 2001-11-26 2003-09-25 Schlumberger Electricity, Inc. Embedded antenna apparatus for utility metering applications
US6888876B1 (en) 2001-12-21 2005-05-03 Elster Electricity, Llc Frequency hopping spread spectrum communications system
JP4051534B2 (ja) 2002-01-29 2008-02-27 株式会社日立製作所 変電所システム
US7069117B2 (en) * 2002-04-01 2006-06-27 Programmable Control Services, Inc. Electrical power distribution control systems and processes
US7729810B2 (en) * 2002-04-01 2010-06-01 Programable Control Services, Inc. Electrical power distribution control systems and processes
US6867707B1 (en) * 2002-04-24 2005-03-15 Elster Electricity, Llc Automated on-site meter registration confirmation using a portable, wireless computing device
US6798353B2 (en) 2002-04-24 2004-09-28 Itron Electricity Metering, Inc. Method of using flash memory for storing metering data
DE10224354C1 (de) 2002-05-29 2003-10-02 Siemens Metering Ag Zug Schaltungsanordnung und Verfahren zur Kompensation von Änderungen eines Übertragungsfaktors einer Magnetfeldsensoranordnung
US7020178B2 (en) * 2002-06-26 2006-03-28 Elster Electricity, Llc Microprocessor decoder frequency hopping spread spectrum communications receiver
US6816538B2 (en) 2002-06-26 2004-11-09 Elster Electricity, Llc Frequency hopping spread spectrum decoder
US6838867B2 (en) * 2002-06-27 2005-01-04 Elster Electricity, Llc Electrical-energy meter
US7119713B2 (en) 2002-06-27 2006-10-10 Elster Electricity, Llc Dynamic self-configuring metering network
US20040113810A1 (en) 2002-06-28 2004-06-17 Mason Robert T. Data collector for an automated meter reading system
US7084783B1 (en) 2002-08-13 2006-08-01 Elster Electricity, Llc Electronic meter with enhanced thermally managed communications systems and methods
JP4059039B2 (ja) 2002-08-30 2008-03-12 株式会社安川電機 同期電動機の制御装置
JP2004096906A (ja) * 2002-08-30 2004-03-25 E-Plat Co Ltd 電力管理システム、電力管理方法、キュービクル装置、計測装置、通信装置、分電盤、電力管理用サーバ
US7009379B2 (en) 2002-09-12 2006-03-07 Landis & Gyr, Inc. Electricity meter with power supply load management
US7747534B2 (en) 2002-09-24 2010-06-29 Elster Electricity, Llc Utility power meter, metering system and method
US6773652B2 (en) 2002-10-02 2004-08-10 Elster Electricity, Llc Process for the manufacture of a cover system for an electrical-energy meter
US6882137B1 (en) 2002-12-05 2005-04-19 Landis+Gyr, Inc. Enhanced fault protection in electricity meter
US7112949B2 (en) 2002-12-05 2006-09-26 Landis+Gyr Inc. Enhanced fault protection in electricity meter
US6980091B2 (en) 2002-12-10 2005-12-27 Current Technologies, Llc Power line communication system and method of operating the same
US7154938B2 (en) 2002-12-31 2006-12-26 Itron, Inc. RF communications system utilizing digital modulation to transmit and receive data
US7161455B2 (en) * 2003-02-03 2007-01-09 Landis + Gyr Inc. Method and arrangement for securing sensors in an electricity meter
US6859186B2 (en) * 2003-02-03 2005-02-22 Silver Spring Networks, Inc. Flush-mounted antenna and transmission system
US7406298B2 (en) 2003-03-25 2008-07-29 Silver Spring Networks, Inc. Wireless communication system
US7230972B2 (en) 2003-05-07 2007-06-12 Itron, Inc. Method and system for collecting and transmitting data in a meter reading system
US7417557B2 (en) 2003-05-07 2008-08-26 Itron, Inc. Applications for a low cost receiver in an automatic meter reading system
JP4057472B2 (ja) * 2003-06-12 2008-03-05 日本電信電話株式会社 電力制御・管理システム、サーバ、サーバの処理方法および処理プログラムと該プログラムを記録した記録媒体
US7149605B2 (en) 2003-06-13 2006-12-12 Battelle Memorial Institute Electrical power distribution control methods, electrical energy demand monitoring methods, and power management devices
BRPI0410897A (pt) 2003-07-01 2006-07-04 Itron Electricity Metering Inc sistema e método para aquisição de voltagens e medição de voltagem em um serviço elétrico usando um transformador de corrente não ativo
US7421205B2 (en) 2003-07-15 2008-09-02 Landis+Gyr, Inc. Infrared receiver for residential electricity meter
US7236765B2 (en) 2003-07-24 2007-06-26 Hunt Technologies, Inc. Data communication over power lines
US7336200B2 (en) 2003-09-05 2008-02-26 Itron, Inc. Data communication protocol in an automatic meter reading system
US7116243B2 (en) * 2003-09-05 2006-10-03 Itron, Inc. System and method for automatic meter reading with mobile configuration
US7346030B2 (en) * 2003-09-26 2008-03-18 Itron, Inc. Processing gain for wireless communication, such as in automatic data collection systems for public utility data collection
US7119698B2 (en) 2003-10-16 2006-10-10 Itron, Inc. Consumptive leak detection system
CA2485595A1 (en) 2003-10-21 2005-04-21 Itron, Inc. Combined scheduling and management of work orders, such as for utility meter reading and utility servicing events
US7089125B2 (en) 2003-10-27 2006-08-08 Itron, Inc. Distributed asset optimization (DAO) system and method
US20050119841A1 (en) 2003-11-06 2005-06-02 Landisinc. Method of timing demand and time-of-use functionality with external clock source
GB2407927B (en) 2003-11-07 2006-03-01 Responsiveload Ltd Responsive electricity grid substation
JP2005185028A (ja) * 2003-12-22 2005-07-07 Tm T & D Kk 低圧配電系統監視システム
US7317404B2 (en) 2004-01-14 2008-01-08 Itron, Inc. Method and apparatus for collecting and displaying consumption data from a meter reading system
US7209049B2 (en) 2004-02-19 2007-04-24 Itron, Inc. Distributed meter reading terminal
US7109882B2 (en) 2004-02-19 2006-09-19 Itron, Inc. Utility endpoint communication scheme, such as for sequencing the order of meter reading communications for electric, gas, and water utility meters.
US7227350B2 (en) 2004-03-18 2007-06-05 Elster Electricity, Llc Bias technique for electric utility meter
US7315162B2 (en) * 2004-03-18 2008-01-01 Elster Electricity, Llc Reducing power consumption of electrical meters
WO2005099093A1 (en) * 2004-03-30 2005-10-20 Itron, Inc. Frequency shift compensation, such as for use in a wireless meter reading environment
US7051432B2 (en) 2004-03-31 2006-05-30 Elster Electricity, Llc Method for providing an electrical connection
US7218531B2 (en) 2004-04-05 2007-05-15 Elster Electricity, Llc Switching regulator with reduced conducted emissions
US7167804B2 (en) * 2004-04-22 2007-01-23 Landis+Gyr, Inc. Utility meter having programmable pulse output
US7262709B2 (en) 2004-04-26 2007-08-28 Elster Electricity, Llc System and method for efficient configuration in a fixed network automated meter reading system
US7239250B2 (en) 2004-04-26 2007-07-03 Elster Electricity, Llc System and method for improved transmission of meter data
US7187906B2 (en) * 2004-04-26 2007-03-06 Elster Electricity, Llc Method and system for configurable qualification and registration in a fixed network automated meter reading system
US20050240314A1 (en) 2004-04-27 2005-10-27 Martinez Edwin A Method and apparatus for controlling and monitoring electrical power consumption
US20050251401A1 (en) 2004-05-10 2005-11-10 Elster Electricity, Llc. Mesh AMR network interconnecting to mesh Wi-Fi network
US20050251403A1 (en) 2004-05-10 2005-11-10 Elster Electricity, Llc. Mesh AMR network interconnecting to TCP/IP wireless mesh network
US7142106B2 (en) 2004-06-15 2006-11-28 Elster Electricity, Llc System and method of visualizing network layout and performance characteristics in a wireless network
US7283916B2 (en) 2004-07-02 2007-10-16 Itron, Inc. Distributed utility monitoring, such as for monitoring the quality or existence of a electrical, gas, or water utility
US20060012935A1 (en) * 2004-07-13 2006-01-19 Elster Electricity, Llc Transient protector circuit for multi-phase energized power supplies
US7283062B2 (en) 2004-07-28 2007-10-16 Itron, Inc. Mapping in mobile data collection systems, such as for utility meter reading and related applications
US7355867B2 (en) * 2004-08-17 2008-04-08 Elster Electricity, Llc Power supply for an electric meter having a high-voltage regulator that limits the voltage applied to certain components below the normal operating input voltage
US7245511B2 (en) * 2004-08-25 2007-07-17 Itron, Inc. Resistor dropper power supply with surge protection
US7269522B2 (en) * 2004-08-27 2007-09-11 Itron, Inc. Firmware power cycle routine
US7372373B2 (en) * 2004-08-27 2008-05-13 Itron, Inc. Embedded antenna and filter apparatus and methodology
US7742430B2 (en) 2004-09-24 2010-06-22 Elster Electricity, Llc System for automated management of spontaneous node migration in a distributed fixed wireless network
US7170425B2 (en) * 2004-09-24 2007-01-30 Elster Electricity, Llc System and method for creating multiple operating territories within a meter reading system
US7702594B2 (en) 2004-09-24 2010-04-20 Elster Electricity, Llc System and method for automated configuration of meters
US7176807B2 (en) * 2004-09-24 2007-02-13 Elster Electricity, Llc System for automatically enforcing a demand reset in a fixed network of electricity meters
US20060074601A1 (en) 2004-10-01 2006-04-06 Itron, Inc. Endpoint location file format, such as for use in mapping endpoints in a utility meter reading system
US7463980B2 (en) 2004-10-01 2008-12-09 Itron, Inc. Utility data collection system employing location data receiver, such as a dual USB port GPS receiver
US7298134B2 (en) 2004-10-12 2007-11-20 Elster Electricity, Llc Electrical-energy meter adaptable for optical communication with various external devices
US7079962B2 (en) 2004-10-20 2006-07-18 Itron, Inc. Automated utility meter reading system with variable bandwidth receiver
US7453373B2 (en) 2004-10-29 2008-11-18 Itron, Inc. Integrated meter module and utility metering system
US7362236B2 (en) 2004-12-06 2008-04-22 Itron, Inc. Mobile utility data collection system with voice technology, such as for data collection relating to an electric, gas, or water utility
US7327998B2 (en) * 2004-12-22 2008-02-05 Elster Electricity, Llc System and method of providing a geographic view of nodes in a wireless network
US7761249B2 (en) 2005-01-14 2010-07-20 Landis+Gyr, Inc. Utility meter having RF protection
JP4775882B2 (ja) 2005-01-25 2011-09-21 東京電力株式会社 多点同時測定データ処理装置及び方法
US20060206433A1 (en) 2005-03-11 2006-09-14 Elster Electricity, Llc. Secure and authenticated delivery of data from an automated meter reading system
US7308370B2 (en) 2005-03-22 2007-12-11 Elster Electricity Llc Using a fixed network wireless data collection system to improve utility responsiveness to power outages
US20060224335A1 (en) 2005-03-29 2006-10-05 Elster Electricity, Llc Collecting interval data from a relative time battery powered automated meter reading devices
US7365687B2 (en) 2005-04-22 2008-04-29 Elster Electricity, Llc Antenna with disk radiator used in automatic meter reading (AMR) device
US7808126B2 (en) * 2005-05-13 2010-10-05 Siemens Aktiengesellschaft Wind farm and method for controlling the same
BRPI0502320A (pt) 2005-06-21 2007-02-06 Siemens Ltda sistema e método de monitoração e controle centralizado da condição de operação de transformadores de potência compreendidos em diferentes subestações e centro de monitoração
US7349815B2 (en) * 2005-07-01 2008-03-25 Square D Company Automated integration of data in utility monitoring systems
US7218998B1 (en) 2005-07-11 2007-05-15 Neale Stephen D System and method for limiting power demand in an energy delivery system
US7495578B2 (en) * 2005-09-02 2009-02-24 Elster Electricity, Llc Multipurpose interface for an automated meter reading device
US7721025B2 (en) * 2005-09-06 2010-05-18 Reldata, Inc. Reusing task object and resources
US7535378B2 (en) 2005-09-09 2009-05-19 Itron, Inc. RF meter reading system
US7308369B2 (en) 2005-09-28 2007-12-11 Elster Electricity Llc Ensuring automatic season change demand resets in a mesh type network of telemetry devices
US7545203B2 (en) 2005-09-29 2009-06-09 Hynix Semiconductor, Inc. Internal voltage generation circuit
US7471516B2 (en) 2005-10-14 2008-12-30 Landis+Gyr, Inc. Meter with reduced internal temperature rise and associated method
US7504806B2 (en) * 2005-10-21 2009-03-17 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Apparatus and methods for controlling operation of a single-phase voltage regulator in a three-phase power system
US7504821B2 (en) * 2005-11-03 2009-03-17 Elster Electricity, Llc Auxiliary power supply for supplying power to additional functions within a meter
US7583203B2 (en) 2005-11-28 2009-09-01 Elster Electricity, Llc Programming electronic meter settings using a bandwidth limited communications channel
US7236908B2 (en) 2005-11-29 2007-06-26 Elster Electricity, Llc Fuzzy time-of-use metering and consumption monitoring using load profile data from relative time transmit-only devices
US7508173B2 (en) * 2005-12-08 2009-03-24 General Electric Company System and method for providing reactive power support with distributed energy resource inverter
US20070147268A1 (en) 2005-12-23 2007-06-28 Elster Electricity, Llc Distributing overall control of mesh AMR LAN networks to WAN interconnected collectors
US7584066B2 (en) 2006-02-01 2009-09-01 Siemens Energy, Inc. Method for determining power flow in an electrical distribution system
US20070257813A1 (en) 2006-02-03 2007-11-08 Silver Spring Networks Secure network bootstrap of devices in an automatic meter reading network
US7545285B2 (en) 2006-02-16 2009-06-09 Elster Electricity, Llc Load control unit in communication with a fixed network meter reading system
US7427927B2 (en) 2006-02-16 2008-09-23 Elster Electricity, Llc In-home display communicates with a fixed network meter reading system
US8014905B2 (en) * 2006-03-09 2011-09-06 Ranco Incorporated Of Delaware System and method for demand limiting resistive load management
US7168972B1 (en) * 2006-04-26 2007-01-30 Itronix Corporation Computer interface jack
US7510422B2 (en) * 2006-05-03 2009-03-31 Itron, Inc. Antenna breakaway device for utility pit meter system
US7756651B2 (en) 2006-05-05 2010-07-13 Elster Electricity, Llc Fractional sampling of electrical energy
US20090146839A1 (en) 2006-05-17 2009-06-11 Tanla Solutions Limited Automated meter reading system and method thereof
US8103389B2 (en) * 2006-05-18 2012-01-24 Gridpoint, Inc. Modular energy control system
US20080007426A1 (en) * 2006-06-13 2008-01-10 Itron, Inc Modified use of a standard message protocol for inter-module communications within a utility meter
US7949499B2 (en) * 2006-06-13 2011-05-24 Itron, Inc. Filtering techniques to remove noise from a periodic signal and Irms calculations
US7540766B2 (en) * 2006-06-14 2009-06-02 Itron, Inc. Printed circuit board connector for utility meters
US8244642B2 (en) * 2006-06-22 2012-08-14 Itron, Inc. System and method for storing metering data while increasing memory endurance
US7696941B2 (en) * 2006-09-11 2010-04-13 Elster Electricity, Llc Printed circuit notch antenna
US8059009B2 (en) 2006-09-15 2011-11-15 Itron, Inc. Uplink routing without routing table
US7630863B2 (en) 2006-09-19 2009-12-08 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Apparatus, method, and system for wide-area protection and control using power system data having a time component associated therewith
US7683642B2 (en) * 2006-09-28 2010-03-23 Landis+Gyr, Inc. Apparatus and method for metering contact integrity
US9625275B2 (en) 2006-09-28 2017-04-18 Landis+Gyr, Inc. External access to meter display
US8188883B2 (en) 2006-09-28 2012-05-29 Landis+Gyr, Inc. Utility meter with communication system displays
US20080266133A1 (en) 2006-09-28 2008-10-30 Landis+Gyr,Inc. Method and Arrangement for Communicating with a Meter Peripheral Using a Meter Optical Port
US7747400B2 (en) 2006-10-06 2010-06-29 Landis+Gyr, Inc. VA metering in polyphase systems
US7486056B2 (en) * 2006-11-15 2009-02-03 Elster Electricity, Llc Input current or voltage limited power supply
US20080143491A1 (en) 2006-12-13 2008-06-19 Deaver Brian J Power Line Communication Interface Device and Method
US8073384B2 (en) 2006-12-14 2011-12-06 Elster Electricity, Llc Optimization of redundancy and throughput in an automated meter data collection system using a wireless network
WO2008094950A1 (en) 2007-01-30 2008-08-07 F. Poszat Hu, L.L.C. Spatial light modulator
US7746054B2 (en) 2007-02-26 2010-06-29 Elster Electricity, Llc System and method for detecting the presence of an unsafe line condition in a disconnected power meter
US20080204953A1 (en) 2007-02-26 2008-08-28 Elster Electricity Llc. System and method for detecting the presence of an unsafe line condition in a disconnected power meter
US8878689B2 (en) 2007-03-05 2014-11-04 Sensus Spectrum Llc Automated meter reader
US20080219210A1 (en) 2007-03-09 2008-09-11 Elster Electricity, Llc Reconfigurable mobile mode and fixed network mode endpoint meters
JP2008278658A (ja) * 2007-04-27 2008-11-13 Toshiba Corp 配電系統監視制御システムと方法、およびプログラム
US20100128066A1 (en) 2007-05-01 2010-05-27 Noritake Co., Limited Image display method and apparatus
BRPI0705236A2 (pt) * 2007-05-29 2009-01-20 Siemens Ltda sistema de monitoraÇço e controle remoto de reguladores de tensço
US9349528B2 (en) * 2007-06-01 2016-05-24 Landis+Gyr, Inc. Power supply arrangement having a boost circuit for an electricity meter
US8189577B2 (en) * 2007-06-15 2012-05-29 Silver Spring Networks, Inc. Network utilities in wireless mesh communications networks
US8233905B2 (en) * 2007-06-15 2012-07-31 Silver Spring Networks, Inc. Load management in wireless mesh communications networks
US7940669B2 (en) 2007-06-15 2011-05-10 Silver Spring Networks, Inc. Route and link evaluation in wireless mesh communications networks
US20090003356A1 (en) * 2007-06-15 2009-01-01 Silver Spring Networks, Inc. Node discovery and culling in wireless mesh communications networks
JP2009033811A (ja) * 2007-07-25 2009-02-12 Fuji Electric Systems Co Ltd 計測・監視システム、その電力品質計測装置、プログラム
US7715951B2 (en) * 2007-08-28 2010-05-11 Consert, Inc. System and method for managing consumption of power supplied by an electric utility
JP2009065817A (ja) * 2007-09-10 2009-03-26 Kansai Electric Power Co Inc:The 配電系統の電圧管理方法
US8368554B2 (en) 2007-12-18 2013-02-05 Elster Electricity Llc System and method for collecting information from utility meters
US7860672B2 (en) * 2007-12-26 2010-12-28 Elster Electricity, Llc Method and apparatus for monitoring voltage in a meter network
CA2710759C (en) * 2007-12-26 2014-02-11 Elster Electricity, Llc Mechanical packaging apparatus and methods for an electrical energy meter
WO2009082761A1 (en) 2007-12-26 2009-07-02 Elster Electricity, Llc. Optimized data collection in a wireless fixed network metering system
US20100026517A1 (en) * 2008-01-04 2010-02-04 Itron, Inc. Utility data collection and reconfigurations in a utility metering system
US8000913B2 (en) * 2008-01-21 2011-08-16 Current Communications Services, Llc System and method for providing power distribution system information
US7839899B2 (en) 2008-03-28 2010-11-23 Silver Spring Networks, Inc. Method and system of updating routing information in a communications network
US8311063B2 (en) 2008-03-28 2012-11-13 Silver Spring Networks, Inc. Updating routing and outage information in a communications network
US8200372B2 (en) 2008-03-31 2012-06-12 The Royal Institution For The Advancement Of Learning/Mcgill University Methods and processes for managing distributed resources in electricity power generation and distribution networks
US7742294B2 (en) 2008-04-09 2010-06-22 General Dynamics Itronix Corporation Over-center latch apparatus for a portable computing device
US20090265042A1 (en) 2008-04-17 2009-10-22 Mollenkopf James D System and Method for Providing Voltage Regulation in a Power Distribution System
US8000910B2 (en) * 2008-04-30 2011-08-16 Schneider Electric USA , Inc. Automated voltage analysis in an electrical system using contextual data
US7940679B2 (en) 2008-05-08 2011-05-10 Elster Electricity, Llc Power outage management and power support restoration for devices in a wireless network
US8121741B2 (en) 2008-05-09 2012-02-21 International Business Machines Corporation Intelligent monitoring of an electrical utility grid
NZ589088A (en) * 2008-05-09 2013-02-22 Accenture Global Services Ltd Monitoring system for a power distribution grid with communication of sensed conditions
US20090287428A1 (en) 2008-05-13 2009-11-19 Elster Electricity, Llc Fractional samples to improve metering and instrumentation
US7783764B2 (en) 2008-05-27 2010-08-24 Silver Spring Networks, Inc. Multi-protocol network registration and address resolution
US20090299660A1 (en) 2008-05-29 2009-12-03 Dan Winter Method and System to Identify Utility Leaks
US8040664B2 (en) 2008-05-30 2011-10-18 Itron, Inc. Meter with integrated high current switch
US8432712B2 (en) 2008-05-30 2013-04-30 Itron, Inc. Single switch high efficiency power supply
US20090299884A1 (en) 2008-05-30 2009-12-03 Itron, Inc. Remote system upgrades in specific regulatory environments
US8471724B2 (en) * 2008-06-12 2013-06-25 Landis+Gyr Inc. Programming of a demand triggered service disconnect device from a threshold in amps
US20090310511A1 (en) 2008-06-13 2009-12-17 Silver Spring Networks, Inc. Methods and systems for dynamically configuring and managing communication network nodes at the mac sublayer
US8525692B2 (en) 2008-06-13 2013-09-03 Elster Solutions, Llc Techniques for limiting demand from an electricity meter with an installed relay
US7889094B2 (en) 2008-06-13 2011-02-15 Silver Spring Networks, Inc. Utility network interface device with visual indication of network connectivity
US8665102B2 (en) 2008-07-18 2014-03-04 Schweitzer Engineering Laboratories Inc Transceiver interface for power system monitoring
US20100036624A1 (en) * 2008-08-07 2010-02-11 Landis+Gyr, Inc. Stress condition logging in utility meter
US8467370B2 (en) * 2008-08-15 2013-06-18 Silver Spring Networks, Inc. Beaconing techniques in frequency hopping spread spectrum (FHSS) wireless mesh networks
US8098168B2 (en) * 2008-08-20 2012-01-17 Landis+Gyr, Inc. Remote communications feedback for utility meter
US8207726B2 (en) * 2008-09-05 2012-06-26 Silver Spring Networks, Inc. Determining electric grid endpoint phase connectivity
US9025584B2 (en) * 2008-09-09 2015-05-05 Silver Spring Networks, Inc. Multi-channel mesh nodes employing stacked responses
US9743337B2 (en) * 2008-09-22 2017-08-22 Silver Spring Networks, Inc. Meshed networking of access points in a utility network
WO2010033244A1 (en) * 2008-09-22 2010-03-25 Silver Spring Networks, Inc. Transparent routing in a power line carrier network
WO2010033245A1 (en) * 2008-09-22 2010-03-25 Silver Spring Networks, Inc. Power line communication using frequency hopping
US7961741B2 (en) 2008-10-23 2011-06-14 Silver Spring Networks, Inc. Rapid dissemination of bulk information to widely dispersed network nodes
US8730056B2 (en) 2008-11-11 2014-05-20 Itron, Inc. System and method of high volume import, validation and estimation of meter data
AU2009322498B2 (en) 2008-12-03 2014-02-27 Sensus Usa Inc. Method for determining load in a three-phase power supply
US8213357B2 (en) 2008-12-15 2012-07-03 Silver Spring Networks, Inc. Static addressing of devices in a dynamically routed network
US8531311B2 (en) 2009-01-29 2013-09-10 Itron, Inc. Time-divided communications in a metering system
US20100188257A1 (en) 2009-01-29 2010-07-29 Itron, Inc. In-home display
US20100192001A1 (en) 2009-01-29 2010-07-29 Itron, Inc. Device time adjustment for accurate data exchange
US8301314B2 (en) * 2009-01-29 2012-10-30 S&C Electric Company System and method for providing voltage regulation in a power distribution network
US8248268B2 (en) 2009-01-29 2012-08-21 Itron, Inc. Requested time adjustment for accurate data exchange
US8436744B2 (en) 2009-01-29 2013-05-07 Itron, Inc. Prioritized collection of meter readings
US7844409B2 (en) 2009-01-29 2010-11-30 Itron, Inc. Filtering of meter reading data
US8248267B2 (en) 2009-01-29 2012-08-21 Itron, Inc. Systems and methods for improving reception of data in wireless communication environments
US8891338B2 (en) 2009-01-29 2014-11-18 Itron, Inc. Measuring the accuracy of an endpoint clock from a remote device
US8269649B2 (en) 2009-01-29 2012-09-18 Itron, Inc. Relative time system
US8310341B2 (en) 2009-04-20 2012-11-13 Itron, Inc. Endpoint classification and command processing

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4686630A (en) * 1984-09-27 1987-08-11 Process Systems, Inc. Load management control system and method
WO1988002583A1 (en) * 1986-09-23 1988-04-07 Associated Data Consultants, Inc. Energy management system
SU1473008A1 (ru) * 1987-01-19 1989-04-15 Белорусский Политехнический Институт Устройство дл управлени нагрузкой трансформаторной подстанции
RU2066084C1 (ru) * 1994-09-21 1996-08-27 Российский институт радионавигации и времени Устройство для управления электрической нагрузкой
RU2200364C2 (ru) * 1996-12-09 2003-03-10 Тарджет-Хай-Тек Электроникс Лтд. Устройство равномерного распределения электрической нагрузки по n-фазной сети распределения электроэнергии
US6633823B2 (en) * 2000-07-13 2003-10-14 Nxegen, Inc. System and method for monitoring and controlling energy usage
US6832135B2 (en) * 2001-07-10 2004-12-14 Yingco Electronic Inc. System for remotely controlling energy distribution at local sites

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2735233C2 (ru) * 2016-07-26 2020-10-29 АББ С.п.А. Способ управления распределительной электрической сетью, компьютерное устройство, устройство управления, распределительная электрическая сеть и прерыватель цепи

Also Published As

Publication number Publication date
EP2427949B1 (en) 2020-04-08
IL216179A0 (en) 2012-01-31
US20100286840A1 (en) 2010-11-11
US20140312693A2 (en) 2014-10-23
CA2758536C (en) 2016-07-05
RU2013104077A (ru) 2014-08-10
ZA201108102B (en) 2013-05-29
KR20120023620A (ko) 2012-03-13
CN102549880B (zh) 2016-01-20
DK2427949T3 (da) 2020-06-29
US20210181774A1 (en) 2021-06-17
CN102549880A (zh) 2012-07-04
EP2427949A4 (en) 2013-08-14
JP2013243925A (ja) 2013-12-05
EP2427949A2 (en) 2012-03-14
US20140008982A1 (en) 2014-01-09
KR101353005B1 (ko) 2014-01-21
CN105449681A (zh) 2016-03-30
WO2010129691A3 (en) 2011-03-10
MX339713B (es) 2016-06-07
US8577510B2 (en) 2013-11-05
US8437883B2 (en) 2013-05-07
WO2010129691A2 (en) 2010-11-11
AU2010245937A1 (en) 2011-09-01
CA2758536A1 (en) 2010-11-11
EP3703222A1 (en) 2020-09-02
JP2012526515A (ja) 2012-10-25
US20150088330A1 (en) 2015-03-26
CA2929916C (en) 2019-12-03
US20130030591A1 (en) 2013-01-31
BRPI1013764A2 (pt) 2016-04-05
CA2929916A1 (en) 2010-11-11
MX2011009052A (es) 2012-02-28
JP5312686B2 (ja) 2013-10-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2480885C1 (ru) Сохранение напряжения с использованием развитой измерительной инфраструктуры и централизованное управление напряжением подстанции
US10784688B2 (en) Management of energy demand and energy efficiency savings from voltage optimization on electric power systems using AMI-based data analysis
US10775815B2 (en) Electric power system control with planning of energy demand and energy efficiency using AMI-based data analysis
AU2021204368B2 (en) Systems and methods for stabilizer control
AU2019232868B2 (en) Management of energy on electric power systems
EP2972643A2 (en) Electric power system control with planning of energy demand and energy efficiency using ami-based data analysis
AU2018229444B2 (en) Voltage conservation using advanced metering infrastructure and substation centralized voltage control
AU2010245937B2 (en) Voltage conservation using advanced metering infrastructure and substation centralized voltage control
AU2013254943A1 (en) Voltage Conservation Using Advanced Metering Infrastructure and Substation Centralized Voltage Control

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170506