ITTO20130678A1

ITTO20130678A1 - Metodo di misurazione di dinamiche di un flusso di energia e relativi dispositivo e sistema

Info

Publication number: ITTO20130678A1
Application number: IT000678A
Authority: IT
Inventors: Mikhail Simonov
Original assignee: Istituto Superiore Mario Boella Sul Le Tecnologie
Priority date: 2013-08-07
Filing date: 2013-08-07
Publication date: 2015-02-08
Also published as: ES2706764T3; EP3030863A1; US10416210B2; US20160187399A1; WO2015019299A1; EP3030863B1

Description

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DESCRIZIONE dell’Invenzione Industriale avente per titolo: -IMB030-“METODO DI MISURAZIONE DI DINAMICHE DI UN FLUSSO DI ENERGIA E RELATIVI DISPOSITIVO E SISTEMA”

di Istituto Superiore Mario Boella sulle Tecnologie dell'Informazione e delle Telecomunicazioni, di nazionalità italiana e con sede in Via Pier Carlo Boggio 61, 10138 Torino, ed elettivamente domiciliato, ai fini del presente incarico, presso i Mandatari Marco CAMOLESE (No. Iscr. Albo 882BM), Giancarlo REPOSIO (No. Iscr. Albo 1168BM), Corrado BORSANO (No. Iscr. Albo 446 BM), Matteo BARONI (No. Iscr. Albo 1064 BM) e Giovanni ZELIOLI (No. Iscr. Albo 1536B) c/o Metroconsult S.r.l., Via Sestriere 100, 10060 NONE (TO). Inventore designato:

- SIMONOV Mikhail, Corso Racconigi 12, 10138 Torino.

Depositata il al No.

DESCRIZIONE

La presente invenzione si riferisce ad un metodo di misurazione delle dinamiche di un flusso di energia e relativi dispositivo e sistema. In particolare, per l’osservazione e la misurazione analitica di un flusso di energia e/o fluidi in movimento quali ad esempio il gas, l’acqua, o altra forma o sostanza.

Sono noti nell’arte i sistemi ciber-fisici (“Cyber Physical Systems” o CPS) che comprendono entità fisiche che svolgono una determinata funzione ed elementi computazionali che controllano dette entità fisiche (si veda Edward A. Lee. “Cyber Physical Systems: Design Challenges” In ISORC, pagine 363-369, 2008). Un esempio di tali sistemi CPS è dato dalla rete di distribuzione intelligente dell’energia elettrica, del gas, dell’acqua o di qualsiasi altro flusso o risorsa fisica. Il sistema CPS comprende una rete di distribuzione del flusso della risorsa ed una rete informatica che svolge una funzione di controllo della -IMB030-

distribuzione in tempo reale. Le entità fisiche obbediscono alle leggi fisiche (nel caso dell’energia elettrica la legge di Ohm e di Kirchhoff) e possono essere poste sotto osservazione tramite procedimenti di misurazione per via di alcune proprietà fondamentali che impongono l’osservazione ed il controllo affinché si conservi nel tempo il corretto funzionamento e la stabilità del sistema/rete composto da dette entità.

È inoltre noto che l’intensità dei flussi non comprimibili immessi in una rete di distribuzione deve rimanere stabile lungo tutto il suo percorso. Per tale motivo un dispositivo controllore di misurazione deve poter osservare in tempo reale l’intensità del flusso confrontando i valori in vari punti della detta rete, specie in entrata ed in uscita. Un esempio è dato da una rete di distribuzione dell’elettricità a corrente alternata nella quale operano dispositivi noti come sincro-fasori (“Phasor Measurement Units” o PMU e “Phasor Data Concentrators” o PDC) il cui compito principale è assicurare il processo decisionale operato da un sistema di supervisione e controllo (“Supervisory Control And Data Acquisition” o SCADA).

I dispositivi informatici maggiormente utilizzati nei sistemi di acquisizione dati per il controllo della rete sono i PMU e gli RTU o “Remote Terminal Unit”. Tali dispositivi operano in tempo reale e generano tuttavia molti dati, inviando fino a trenta pacchetti al secondo, portando il traffico dati ad un livello elevato se non eccessivo.

Per tale motivo detti dispositivi PMU/PDC ed RTU, sebbene precisi nella misurazione, non possono essere impiegati su tutti (dell’ordine dei milioni) i nodi della rete poiché il traffico dati diventerebbe talmente elevato da renderlo impossibile da gestire. Pertanto, attualmente un numero -IMB030-

limitato di nodi posti sulle dorsali principali di rete vengono equipaggiate da dispositivi PMU che pianificano il loro utilizzo in base ai limiti imposti dalla rete di comunicazione, mentre ogni altro nodo terminale della rete di distribuzione del flusso della risorsa viene equipaggiato da un semplice contatore elettronico che svolge unicamente le operazioni infrequenti di natura contabile e non di controllo della rete.

Tale limite tecnologico spiega perché le terminazioni delle reti di distribuzione delle risorse non implementano un’osservazione e una rilevazione completa delle entità fisiche del flusso della risorsa.

Tipicamente il centro di controllo della rete di distribuzione esegue una scansione periodica (generalmente ogni 2-4 secondi) dei nodi equipaggiati da dispositivi di misura che operano in tempo reale per acquisire i valori dei parametri di controllo (livelli energetici del flusso). Il problema tecnico risiede nel fatto che le circostanze rilevanti ai fini del controllo (gli eventi) accadono durante un periodo ben inferiore al ciclo di scansione, quindi questi non diventano visibili al centro di controllo. Il monitoraggio della qualità dell’energia offre una modalità particolare (detta “sequence-of-event recording”) di registrazione degli eventi occorsi immagazzinando nella memoria locale del dispositivo di misurazione tutta la storia di quanto accaduto nel recente passato. Anche in presenza di questa modalità particolare, la disponibilità di insiemi di dati al controllore centrale sarebbe non immediata e spesso tardiva.

La disponibilità della piena osservabilità di tutti i nodi remoti è vitale per le reti intelligenti affinché si possa controllare tempestivamente la produzione dell’energia in modalità distribuita da fonti rinnovabili. A differenza -IMB030-

dalla generazione centralizzata, storicamente controllabile tramite i meccanismi dell’arte nota, l’immissione di un flusso di energia nella rete, tramite un nodo remoto ed equipaggiato soltanto da un contatore elettronico e non RTU o PMU, non è attualmente osservabile.

Sono inoltre noti alcuni modelli matematici per osservare gli effetti delle cause che possono compromettere la funzionalità e/o la stabilità della rete di distribuzione. Ad esempio, in una rete di distribuzione elettrica a corrente alternata, è possibile misurare la velocità di rotazione dei generatori di elettricità (la frequenza), la quale viene ridotta quando il consumo di energia aumenta e incrementata quando diminuisce il consumo. Tuttavia, ad oggi non esiste ancora una soluzione tecnica per rendere osservabili segmenti finali (il cosiddetto “ultimo miglio”) della rete a bassa tensione. Esistono diversi dispositivi elettronici di misura dell’energia, i quali comunicano le letture dei contatori, ma nessuno di questi opera in una modalità ad eventi utilizzando le architetture del sistema EDA (“Event-Driven Architecture”) e/o SOA (“Service-Oriented Architecture”). La stragrande maggioranza delle soluzioni attuali pone come limite minimo il campionamento al secondo e rende disponibili i dati “su richiesta”, mediante una scansione.

I metodi indiretti di controllo della rete si basano su un approccio semplice: laddove la rete è stabile non viene eseguito nessun intervento di regolazione, mentre stimando continuamente lo stato della rete diventa possibile intervenire qualora alcune misurazioni effettive risultino diverse dalle stime. In pratica, il problema si riconduce all’elevato numero di punti di osservazione e alle loro rispettive posizioni.

L’obiettivo è quello di trovare una soluzione tecnologica -IMB030-

con bassa complessità computazionale che rende direttamente e completamente osservabile la topologia di rete.

È inoltre noto che esistono dispositivi elettronici di misurazione dei flussi di energia (sensori per l’energia elettrica, del gas, dell’acqua, ecc.) che campionano il flusso con un’alta risoluzione temporale per ottenere valori istantanei delle entità fisiche, nonché per memorizzarli, e trasmetterli nella rete ad intervalli regolari di tempo (metodo “time-driven”). In questo modo viene scambiato un elevato volume di dati tra i dispositivi suddetti ed un elaboratore centrale posto nella rete stessa.

La quantità di energia misurata E(t) può essere espressa come la somma aritmetica dei singoli valori di energia Ei, ovvero:

t

E(t ) ≈ ∑Ei

i = 0

Ad esempio, i valori istantanei di potenza moltiplicati per il breve tempo di osservazione forniscono valori di energia definibili come “istantanei”. Al variare dell’indice i, la precisione del metodo e l’aderenza della serie E(tk) alla E(t) può variare in maniera molto significativa introducendo un errore di misura ε(t)=|E(t)-ΣE(tk)|. I dispositivi elettronici digitali di misurazione dell’energia utilizzano la formula discreta per calcolare i valori che forniscono in uscita.

La precisione del calcolo numerico nello spazio discreto viene preservata da un’altissima frequenza di campionamento all’interno del dispositivo (alcuni MHz). Considerata la quantità limitata della memoria interna del dispositivo, soltanto pochi valori medi aggregati durante i periodi temporali piuttosto lunghi sono conservati e resi disponibili verso l’esterno. Tali valori sono anche -IMB030-

chiamati le “pseudo-misure”. La serie numerica infinita di valori sempre crescenti così ottenuta {<TDM TDM TDM TDM TDM TDM>E1, E2, E3, …, Ei}, dove ciascun Ei<Ei+1, rappresenta il risultato del metodo di misura noto come metodo “time-driven”. Per conoscere la sola quantità di energia scambiata durante un certo periodo di tempo [t1,t2] sono necessari e sufficienti due misure E(t2) ed E(t1) e il procedimento di calcolo ΔE12=E(t2)-E(t1); quest’ultimo è tipicamente usato per la fatturazione.

Dato l’elevato numero di contatori posti in una rete di distribuzione (decine di milioni o più) ed una elevatissima frequenza di campionamento necessaria per garantire la precisione di misura, il metodo “time-driven” noto nell’arte non verrebbe utilizzato dalla rete in tempo reale per via dell’eccessivo volume di dati che si creerebbe. Per ridurre il traffico di dati, il contatore accumula le somme integrali dell’energia nella propria memoria interna impiegando un certo tempo ∆t=[ti–ti-1], il quale causa un ritardo naturale nella comunicazione con la rete. Per consolidare e comunicare le misure dell’energia in rete si sceglie quindi un intervallo temporale piuttosto lungo, ad esempio quindici minuti. A seconda dell’implementazione, che varia in funzione della dimensione della rete, queste “pseudo-misure” (in quanto medie) possono essere trasmesse immediatamente all’elaboratore di controllo oppure accumulate nella memoria locale del dispositivo di misura e trasmesse in modalità differita ad esempio a fine giornata, fine settimana, o fine mese. In questo modo si possono perdere alcune misurazioni significative, ossia quelle che indicano la distribuzione reale dell’energia nella rete; pertanto non vengono tracciate le variazioni del flusso di energia in oggetto, mentre il nodo della rete equipaggiato con un tale contatore resta inosservabile durante tutto il -IMB030-

periodo ∆t di tempo. Ciò rende impossibile conoscere l’andamento reale del flusso di energia e, di conseguenza, il controllo tempestivo di una porzione e/o dell’intera rete.

Secondo lo stato dell’arte, i valori misurati localmente possono essere trasmessi in rete in due modalità:

- in modalità “time-driven” con la serie di misure ”) {E<TDM>

1, E<TDM>(“pseudo-misure2, E<TDM>

3, …, E<TDM>

i} utilizzando il campionamento del tempo (“time sampling”) infrequente;

- in modalità “event-driven” con la serie di misure {E<EDM>

1,<EDM EDM TDM>E2, E3, …, Ei} in tempo reale. In questo caso si tratta di misurazioni reali inviate in forma compressa ad ogni variazione importante del flusso osservando, ossia eliminando i duplicati adiacenti.

Tale approccio ha il vantaggio di ridurre la quantità di dati trasmessi in rete rendendo possibile l’utilizzo dei contatori per le medesime finalità offerte dai sistemi SCADA assistiti da dispositivi di tipo PMU. Tuttavia, fornendo unicamente valori differenziali, esiste il rischio di perdere alcuni pacchetti dati, il che potrebbe rendere non più osservabile il periodo successivo a quello della perdita.

Scopo della presente invenzione è pertanto quello di indicare un metodo, un dispositivo ed un sistema per la misurazione delle dinamiche di un flusso di energia che sia atto a trasmettere ad un destinatario, ad esempio ad una compagnia elettrica, una quantità ridotta di dati relativi a tale flusso di energia associato ad un dispositivo di misura.

Un ulteriore scopo della presente invenzione è quello di indicare un metodo, un dispositivo ed un sistema per la misurazione delle dinamiche di un flusso di energia che fornisca un calcolo più veloce di dette dinamiche e abbia -IMB030-

una ridotta complessità computazionale affinché si renda direttamente e completamente osservabile la topologia di una rete di distribuzione.

Un ulteriore scopo della presente invenzione è quello di indicare un metodo, un dispositivo ed un sistema per la misurazione delle dinamiche di un flusso di energia che permetta di tracciare analiticamente tutte le variazioni significative del flusso di energia.

Questi ed altri scopi dell’invenzione vengono ottenuti con un metodo, un dispositivo ed un sistema per la misurazione delle dinamiche di un flusso di energia come rivendicato nelle unite rivendicazioni che costituiscono parte integrante della presente descrizione.

In sintesi, la presente invenzione descrive un metodo, un dispositivo ed un sistema per la misurazione delle dinamiche di un flusso di energia, in cui il dispositivo di misurazione dell’energia è configurato per ottenere una funzionalità di monitoraggio e di gestione delle dinamiche di flusso, ossia variazioni in termini di parametri del flusso e della sua qualità (ad es. energia, potenza, o altro). In particolare, il metodo secondo la presente invenzione prevede l’utilizzo di due componenti di misura, una prima componente calcolata tramite la modalità “time-driven” o TDM (che fornisce valori assoluti), ed una seconda componente calcolata tramite la modalità “event-driven” o EDM (che fornisce valori incrementali/variazioni). Il metodo prevede di combinare la prima e la seconda componente tra di loro in una sequenza temporale ai fini di osservare, misurare e quantificare in tempo reale le entità fisiche del flusso (generalmente non-stazionario) e le sue caratteristiche, mediante un numero molto ridotto di dati (ad esempio i dati di misura e meta-informazioni aggiuntive da inviare in rete).

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Ciò minimizza l’errore di misura e riduce il rischio di perdere l’osservabilità della topologia di rete dovuta ad un’eventuale congestione della stessa. Il metodo prevede inoltre la compressione dei dati inviati in rete e la ricostruzione della sequenza numerica temporale originale delle misure, interpretata geometricamente come una “curva di carico” o “load shape”, che assicura l’operatività della gestione della rete in tempo reale. Approssimando al meglio questa serie numerica (curva) tramite i punti di variazione del flusso di energia, viene minimizzato il periodo temporale tra l’accadimento delle variazioni nei flussi sui nodi remoti, l’apprendimento di tali accadimenti comunicato tempestivamente ad un Agente di rete preposto al controllo di detta rete, e la capacità dell’Agente di attuare tempestivamente le azioni di controllo necessarie per mitigare le possibili conseguenze (ad esempio in termini di stabilità delle reti sature).

Ulteriori caratteristiche dell’invenzione sono oggetto delle allegate rivendicazioni che si intendono parte integrante della presente descrizione.

Gli scopi suddetti risulteranno maggiormente chiari dalla descrizione dettagliata di un metodo, un dispositivo ed un sistema per la misurazione delle dinamiche di un flusso di energia con particolare riferimento alle Figure allegate in cui:

- la Figura 1 illustra uno schema a blocchi di un dispositivo di misurazione delle dinamiche di un flusso di energia secondo l’invenzione;

- la Figura 2 mostra un esempio sistema per la misurazione delle dinamiche di un flusso di energia secondo l’invenzione;

- la Figura 3 illustra un diagramma di flusso di un metodo per la misurazione delle dinamiche di un flusso di energia -IMB030-

secondo l’invenzione;

- la Figura 4 mostra un esempio di sequenza di dati di misura in accordo con la presente invenzione;

- la Figura 5 illustra un ulteriore esempio di sequenza di dati di misura in accordo con la presente invenzione;

- la Figura 6 mostra un ulteriore diagramma di flusso di un metodo per la misurazione delle dinamiche di un flusso di energia secondo l’invenzione;

- la Figura 7 illustra un esempio di messaggio digitale trasmesso in una rete di distribuzione dell’energia.

Con riferimento alla Fig. 1, viene illustrato un dispositivo 1 per la misurazione di un flusso di energia secondo la presente invenzione comprendente: una sorgente 3 di un segnale di energia da misurare; un circuito digitale di misurazione 5 comprendente un microchip integrato con microprocessore a bordo; una unità di comunicazione bi-direzionale 7 per trasmettere messaggi comprendenti dati di misura ad una rete 15 e ricevere messaggi di controllo la quale utilizza un protocollo idoneo ad assicurare l’arrivo tempestivo dei messaggi al destinatario; mezzi 9 per rilevare un valore di energia del flusso; mezzi di memoria 11; mezzi di alimentazione 19 del dispositivo 1; mezzi di attuazione del controllo remoto 21 (ad esempio un relè di controllo AMM o “Automatic Meter Management”); ed una interfaccia utente (non rappresentata), ad esempio uno schermo LCD, un segnalatore acustico e/o ottico, un attuatore dell’eventuale distacco della fornitura del flusso di energia, oppure può avere un’interfaccia utente distribuita accessibile tramite dispositivi di rete fissa o mobile come uno smartphone o un tablet.

I mezzi 9 per rilevare un valore di energia del flusso comprendono un sensore o modulo analogico oppure un altro sensore idoneo a rilevare parametri fisici caratteristici -IMB030-

del flusso di energia. Ad esempio, nel caso di misurazione di un flusso di energia elettrica, i mezzi 9 sono atti a rilevare una tensione ed una corrente elettrica e comprendono un sensore fisico specifico (ad esempio una bobina di Rogowski, un trasformatore di corrente, uno shunt resistivo e così via).

Il dispositivo 1 può inoltre comprendere mezzi di segnalazione 17, in particolare un avvisatore acustico, oppure ottico, oppure un display (ad esempio di tipo LED, LCD, od altro).

Il dispositivo 1 secondo l’invenzione è simile ad un contatore elettronico tradizionale e pertanto presenta gli stessi ingressi analogici (mezzi 9) e lo stesso algoritmo di misura dell’energia, ma in aggiunta fornisce alla rete 15 un flusso di messaggi digitali che descrive il flusso di energia nel tempo e le sue dinamiche.

Il dispositivo 1 implementa le funzionalità automatizzate di lettura (AMR o “Automatic Meter Reading”) e di gestione (AMM o “Automatic Meter Management”). Il dispositivo 1 invia gli eventi in modalità “push” utilizzando un qualsiasi protocollo di comunicazione di rete che supporta tale modalità in maniera efficiente. Tuttavia, esso può conservare nei mezzi di memoria 11 i dati di misura per un certo periodo, che possono essere presentati tramite l’interfaccia utente.

L’unità di comunicazione 7 del dispositivo 1 opera preferibilmente su due canali di comunicazione, un primo di tipo “pull” ed un secondo di tipo “push”. Per restare compatibili con l’arte nota, il flusso di dati rilevato in modalità TDM opera sul primo canale in modalità “pull”, con o senza l’attuazione di eventuali comandi di controllo remoto. Per assicurare il controllo in tempo reale, il flusso di eventi EDM opera sul secondo canale in modalità -IMB030-

“push”. In entrambi i casi si tratta di una comunicazione ottenuta ad esempio dalla combinazione wired/PLC e wireless/GSM/GPRS/EDGE/UMTS/LTE/Wi-Fi/5G o altro.

Il dispositivo 1 secondo l’invenzione trasmette pertanto gli eventi (valori dei parametri fisici del flusso di energia) nella rete 15 ad intervalli prestabiliti di tempo (ad esempio ogni 15 minuti o diversamente), ma anche a fronte di occorrenze di dinamiche, o variazioni, significative del flusso di energia, ovvero quando uno o più parametri rilevati superano una soglia predeterminata (modalità EDM). In altre parole, un evento si verifica sia allo scadere del tempo Δt1prefissato (TDM), ma anche ogni qualvolta viene registrata una variazione significativa del flusso di energia ΔE(t).

In altre parole, il dispositivo 1 secondo la presente invenzione è atto a:

- misurare/calcolare la prima componente di misura TDM, o “time-driven”, ad intervalli prestabiliti, detta prima componente di misura TDM comprendendo dati relativi a parametri fisici di detto flusso di energia misurabile;

- misurare/calcolare almeno una seconda componente di misura EDM, o “event-driven”, all’occorrenza di una variazione significativa di almeno un parametro fisico di detto flusso di energia, detta almeno una seconda componente di misura EDM comprendendo dati relativi a detti parametri fisici di detto flusso di energia misurabile;

- trasmettere, tramite l’unità di comunicazione 7, detta prima componente di misura TDM e detta almeno una seconda componente di misura EDM al fine di combinarle in una sequenza temporale e per controllare e gestire un andamento energetico di detto flusso di energia all’interno di detta rete di distribuzione 15.

Questa modalità immediata di trasmissione delle componenti -IMB030-

EDM può essere definita come ibrida (“Hybrid Metering Method” o HMM). In alternativa, quando il dispositivo 1 registra gli eventi EDM nei mezzi di memoria 11, esso invia il messaggio TDM e una lista accumulata di messaggi EDM riuniti ad esempio in un solo blocco di dati aspettando il prossimo intervallo prestabilito di tempo; tale variante di comunicazione ad intervalli di tempo con la fornitura differita degli eventi occorsi viene denominata “Time-Driven Method with Delayed delivery of Events” o TDMDE. Per rimanere compatibile con le modalità di gestione preesistenti, ad ogni messaggio digitale (pacchetto dei dati di misura) viene aggiunto un attributo chiamato “MsgType” che discrimina tra i pacchetti dati TDM, EDM, e riserva ulteriori opzioni per eventuali estensioni (“MsgType”= {TDM, EDM,… }).

Con riferimento alla Fig. 2, viene illustrato un sistema 10 secondo la presente invenzione. Il sistema 10 comprende almeno un dispositivo 1 di misurazione ed un elaboratore 30 posti entrambi nella rete 15. Il dispositivo 1 e l’elaboratore 30 sono configurati per cooperare fra di loro tramite scambio di messaggi digitali al fine di operare azioni di controllo e gestione. L’elaboratore 30 può rappresentare anche una rete di computer, e lo scambio di detti messaggi digitali può avvenire fra di loro o comunque all’interno di detta rete 15.

Nel seguito, verranno descritte le funzionalità peculiari del dispositivo 1 di misurazione e dell’elaboratore 30.

Il metodo secondo la presente invenzione prevede pertanto l’utilizzo di due componenti di misura, una prima componente calcolata tramite la modalità “time-driven” o TDM, ed una seconda componente calcolata tramite la modalità “event-driven” o EDM. Il metodo prevede di combinare la prima e la seconda componente tra di loro in -IMB030-

una sequenza temporale ai fini di osservare, misurare e quantificare in tempo reale le entità fisiche del flusso (generalmente non-stazionario) e le sue caratteristiche, mediante un numero molto ridotto di dati (ad esempio i dati di misura e meta-informazioni aggiuntive da inviare in rete).

In altre parole il metodo prevede i seguenti passi:

- misurare, tramite un dispositivo 1 di misurazione appartenente ad una rete di distribuzione 15, una prima componente di misura TDM, o “time-driven”, ad intervalli prestabiliti, detta prima componente di misura TDM comprendendo dati relativi a parametri fisici di detto flusso di energia misurabile;

- misurare, tramite detto dispositivo 1 di misurazione, una seconda componente di misura EDM, o “event-driven”, all’occorrenza di una variazione significativa di almeno un parametro fisico di detto flusso di energia, detta seconda componente di misura EDM comprendendo dati relativi a detti parametri fisici di detto flusso di energia misurabile;

- combinare detta prima componente di misura TDM e detta seconda componente di misura EDM in una sequenza temporale al fine di controllare e gestire l’andamento energetico di detto flusso di energia all’interno di detta rete di distribuzione 15.

Per quanto detto il metodo combinato (TDM+EDM) si definisce ibrido (”Hybrid Metering Ethod”, HMM).

Con riferimento alla Fig. 3, più in dettaglio il metodo secondo l’invenzione comprende i seguenti passi:

- al passo 102 prevede di campionare un flusso di energia misurabile tramite un dispositivo 1 di misurazione appartenente ad una rete di distribuzione 15 di un gestore di energia;

- al passo 104 prevede di calcolare a primi intervalli -IMB030-

<TDM>regolari di tempo Δt1somme integrali Eidi quantità di energia, ossia una prima componente di misura TDM;

- al passo 106 prevede di trasmettere un messaggio digitale TDM in detta rete 15 tramite detto dispositivo 1 di misurazione;

- al passo 108 prevede di calcolare in tempo reale una variazione di energia ΔEi=(Ei–Ei-1)/Δt2in cui Eied Ei-1sono due valori di somme integrali di quantità di energia consolidate in un determinato numero di cicli e dove Δt2rappresenta un secondo intervallo temporale tra i rispettivi istanti di tempo in cui detti due valori di somme integrali Eied Ei-1sono ottenuti, ed in cui Δt2<<Δt1; - al passo 110 prevede di sommare detta variazione di energia ΔEiad analoghe variazioni calcolate in precedenti istanti di tempo in modo da ottenere una somma accumulata di dette variazioni;

- al passo 112 prevede di trasmettere una seconda componente di misura EDM in detta rete 15 mediante detto dispositivo di misurazione 1 nel caso in cui detta variazione di energia ΔEie/o detta somma accumulata siano superiori ad un predeterminato valore di soglia δE;

- al passo 114 prevede di iterare detti passi precedenti del metodo di misurazione per ogni indice i e j al fine di ottenere una serie di valori ibridi contenente entrambe<TDM EDM>dette prima e seconda componenti di misura {E1, E1,<TDM EDM TDM EDM>E2, E2, …, Ei, Ej}.

Il metodo secondo l’invenzione è compatibile con la modalità “time-driven” dell’arte nota poiché è sufficiente<TDM TDM>interporre tra le coppie di valori di energia Eied Ei+1

<DM>le serie numeriche “event<EDM EDM E>-driven” {Ei1, Ei2, …, Eij}; inoltre il metodo fornisce le variazioni del flusso (nonstazionario) di energia e il loro esatto istante temporale di accadimento.

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Il metodo prevede inoltre di specificare quando i messaggi digitali devono essere comunicati all’interno della rete 15, stabilisce un protocollo per i dati e per il loro interscambio, e indica quali operazioni devono essere eseguite sul dispositivo 1 e quali dall’elaboratore 30, affinché il flusso non-stazionario sia controllato in tempo reale.

I mezzi 9 per rilevare un valore di energia del flusso forniscono i valori istantanei di energia con una frequenza di campionamento, in particolare molto elevata. Ciò produce una matrice di numeri Minst(tk) che contiene i valori dei parametri sotto osservazione del flusso di energia e che lo caratterizzano qualitativamente e quantitativamente. Di conseguenza, il dispositivo 1 di misurazione possiede tutti gli elementi per osservare quanto accade sul proprio nodo di rete (ogni dispositivo 1 di misurazione rappresenta un nodo della rete 15). Ad esempio, si consideri un flusso di energia elettrica, in questo caso i mezzi 9 sono uno o più sensori di rilevamento di elettricità. I dati rilevati dai sensori di rilevamento di elettricità, ossia le serie E(t) di energia, vengono inclusi nella matrice Minst(tk); ad esempio i parametri sotto osservazione possono essere una potenza P(t), una tensione V(t), una corrente I(t), una frequenza f(t), e altri parametri che caratterizzano il flusso di energia e la sua qualità. In un altro esempio, si consideri un flusso di gas; in questo caso i mezzi 9 sono uno o più sensori di gas che forniscono una serie di valori relativi ai parametri di volume del gas V(t), pressione del gas P(t), temperatura del gas T(t), etc.

In ogni caso, la matrice Minst(tk) risulta troppo grande per essere scambiata con altri nodi o Agenti di rete, quindi essa viene sottoposta ad un’elaborazione che si svolge all’interno del dispositivo 1 di misura tramite algoritmi -IMB030-

appositi (anche detto microcodice). Il risultato dell’elaborazione della matrice Minst(tk) viene fornito all’esterno come una serie di indicatori che sintetizzano e descrivono l’andamento nel tempo del flusso di energia posto sotto osservazione.

Detta elaborazione prevede di ridurre il volume dei dati della matrice Minst(tk) mediante eliminazione dei dati ridondanti (la teoria dell’informazione asserisce che qualora un medesimo valore persiste per un certo tempo, il destinatario della comunicazione non necessita dei duplicati dei dati ripetuti più volte). L’architettura adatta a tal scopo è nota come EDA/SOA (“Event-Driven Service-Oriented Architecture”), con l’aggiunta di alcune peculiarità. Nella presente invenzione, il dispositivo 1 di misurazione assume un ruolo attivo inviando i messaggi digitali tramite il canale di comunicazione, mentre un Agente si configura in stato di ascolto del canale e riceve tutti i messaggi associati agli eventi occorsi. In aggiunta all’arte nota il dispositivo 1 di misurazione fissa il primo intervallo di tempo Δt1abbastanza piccolo, detto anche “finestra di osservazione”, durante il quale elabora i dati istantanei ed ottiene le misure specifiche Mrif(tk). Nello spazio discreto di tempo T|Δt1il dispositivo 1 conserva tutte le caratteristiche degli analoghi dispositivi dell’arte nota perché adotta la modalità “time-driven”. Per preservare la compatibilità con le applicazioni pre-esistenti dell’arte nota, viene fissato un secondo intervallo di tempo Δt2(1 secondo, 1 minuto, un quarto d’ora, un ora, le 24 ore, e così via) durante il quale le misure vengono integrate per ottenere delle pseudo-misure (valori medi) da fornire verso l’esterno tramite il canale di comunicazione. In questo modo le serie numeriche contenute in una matrice MLegacy(tk) corrispondono -IMB030-

al partizionamento dello spazio discreto di tempo T|Δt2e possono essere inviate a vari Agenti esterni. Ad esempio, nel sistema Telegestore di ENEL con Δt2=900 secondi, la matrice MLegacy(tk) conterrebbe vettori contenenti 96 elementi ciascuno, tra i quali troviamo la serie sempre crescente E(tk) di misure dell’energia elettrica nota come la “curva di carico”.

L’obiettivo della presente invenzione è quello di catturare tutti gli istanti nei quali il flusso di energia perde la sua stazionarietà (subisce una variazione rilevante).

Come già detto precedentemente, gli eventi di variazione del flusso di energia, o “accadimenti”, nascono nel momento in cui la condizione relativa ad una variazione della quantità di energia |ΔEj|>δEsi avvera, con δEessendo una soglia predeterminata di energia, o una enumerazione finita di soglie δEk. Tale accadimento è caratterizzato da un’etichetta semantica (variazione = si) e dall’istante di tempo tjin cui l’evento accade. Raccogliendo gli eventi si ottiene una Mappa degli Eventi che complementa le misurazioni.

Si definisce l’entità U come una sequenza di segmenti di tempo (detta anche “chain of chunks”) durante i quali il flusso di energia posto sotto osservazione rimane stazionario, ma delimitato da istanti di tempo tknei quali il flusso di energia ha manifestato variazioni significative, ovvero quelle rilevanti ai fini del controllo automatizzato della rete 15.

Si definisce spazio campionario Ω un insieme contenente elementi U con gli eventi occorsi nei vari luoghi dello spazio (nodi appartenenti alla rete 15) nei diversi istanti di tempo tk. Lo spazio campionario Ω caratterizza qualitativamente e quantitativamente tutti i luoghi della topologia spaziale nei quali sono accaduti gli eventi di -IMB030-

variazione del flusso di energia misurato.

Lo spazio campionario Ω indica tutti i punti dello spazio-tempo nei quali sono avvenute le transizioni (di stato) manifestatesi come le variazioni del flusso di risorsa (|ΔEi|>δE), oppure (|ΔEi|>δEk) per ∀k con k appartenente all’insieme dei numeri interi positivi Z<+>.

Il dispositivo 1 di misurazione fornisce in uscita una sequenza di dati di entità U che descrive gli istanti nei quali sono avvenute le variazioni del flusso di energia. Si denoti come Π un processo di scambio dell’energia misurata nel luogo L e nel tempo T.

Il metodo secondo la presente invenzione trasmette gli elementi appartenenti allo spazio campionario Ω calcolati in base alle quantità misurate. In particolare, i dati della sequenza di segmenti di tempo (chain-of-chunks) contengono nelle prime componenti TDM attributi che rappresentano i valori assoluti dell’energia misurata, mentre le seconde componenti EDM contengono le variazioni relative delle quantità misurate. Tutti gli elementi U indicano esplicitamente i momenti di tempo {ti, ti+1, …, ti+k, …} nei quali accadono le variazioni del flusso di energia nonché indicano le durate dei periodi di tempo nei quali il flusso di energia rimane stazionario, ovvero privo di variazioni {Δti, Δti+1, …, Δti+k, …}. Questo procedimento abilita la contabilità analitica dell’energia.

Il metodo prevede inoltre di eliminare la trasmissione ripetuta dei valori assoluti di energia misurata (dati duplicati). Nel caso di collisione o perdita di uno o più pacchetti dati EDM durante la trasmissione dati, il successivo pacchetto dati TDM fornisce il nuovo riferimento assoluto per proseguire il monitoraggio degli eventi e delle loro conseguenze. Il procedimento di eliminazione di duplicati fornisce la compressione dei dati di misura e -IMB030-

produce un insieme di dati caratterizzati da una densità variabile del tempo.

Con riferimento alla Fig. 4 viene illustrato un esempio di sequenza di dati di misura in accordo con la presente invenzione.

Nel caso in cui i dati EDM venissero accumulati nei mezzi di memoria 11 del dispositivo 1 di misurazione e quest’ultimi venissero trasmessi successivamente in un unico istante, il metodo prevede di inserire, in aggiunta ad un pacchetto dati EDM, delle meta-informazioni relative al tempo necessarie per ricostruire la corretta sequenza temporale degli eventi occorsi nella curva di carico. Tale modalità di comunicazione viene denominata TDMDE.

Al termine di un generico intervallo Δt di tempo la modalità TDMDE prevede di calcolare la mappa degli eventi. Ad ogni variazione del flusso avvenuta, un contatore njviene incrementato per calcolare il numero totale di variazioni avvenute durante un periodo temporale. Al termine di ogni intervallo Δt, detto contatore njindica il numero totale di eventi occorsi. Il numero risultante di njcaratterizza l’intensità delle variazioni del flusso di energia durante un’unità di tempo Δt.

La modalità TDMDE prevede quindi di definire un parametro n(t)={n1,n2,…,nj,…} chiamato “intensità delle variazioni”, il quale viene fornito unitamente con i pacchetti dati E<TDM>estendendo la loro struttura dati mediante l’aggiunta di nuovi attributi. La sequenza di valori n(t) nel tempo indica come cambia l’intensità degli eventi lungo l’asse del tempo. Questo parametro viene utilizzato per determinare le attività ripetitive (causate da dispositivi automatizzati), le attività non ripetitive (causate dall’uomo uomo) e l’assenza di attività (stazionarietà). L’intero intervallo delle variazioni del flusso [E0, Emax] -IMB030-

viene suddiviso, entro il limite massimo contrattualmente stabilito Emax, in “x” parti uguali. Ad esempio, dividendolo in dieci parti uguali (x=10), si calcola l’ampiezza di ogni parte come (Emax–Emin)/x, ossia l’energia massima consentita meno quella minima diviso per x=10. In questo modo, si ottengono x=dieci valori indipendenti δicon l’indice i=1,2,…10 da utilizzare per i dati EDM al fine di discriminare tra una variazione “rilevante” e una “non rilevate”. Anziché utilizzare una singola soglia δE, le soglie diventano δi=Emin+(i-1)*(Emax– Emin)/x, con i=1,2,…,x. Nell’esempio x=10, quindi δi=Emin+(i-1)*(Emax– Emin)/10 con i=1,2,…,10.

Tale approccio impone che nella rete 15 sia presente l’elaboratore 30 che ascolta ed elabora i messaggi digitali. Detto elaboratore 30 campiona il tempo adottando un procedimento simile a quello di un concentratore (“Phasor Data Concentrator” o PDC) relativo al metodo di Fasori per governare le PMU remote. Il tempo viene suddiviso in terzi intervalli di tempo ∆t3abbastanza piccoli ma regolari. L’elaboratore 30 ascolta la rete 15 durante detti terzi intervalli di tempo ∆t3e calcola per ciascuno di loro le somme dei valori di parametri forniti dai nodi remoti. Si ottiene così una vista aggregata di messaggi che indica l’impatto causato da una pluralità di nodi remoti durante l’unità di tempo.

In aggiunta, sia il dispositivo 1 di misura che l’elaboratore 30 esaminano l’andamento nel tempo di messaggi comprendenti i valori relativi ai parametri fisici del flusso di energia, calcolando un intensità del flusso di messaggi, definita come un numero di eventi prodotti o ricevuti durante una finestra temporale.

In sostanza, l’elaboratore 30 osserva e conteggia in tempo reale informazioni di rete comprendenti i valori di -IMB030-

quantità di energia, le loro variazioni, le velocità delle variazioni del flusso di energia nel tempo, e l’intensità del traffico di messaggi, oltre ai valori di parametri di flusso (ad esempio la potenza, il volume, etc.). Queste informazioni di rete, direttamente utilizzabili anche per la stima dello stato della rete 15 (“state estimation”), assicurano l’osservabilità e la controllabilità della rete 15 stessa.

Con riferimento alla Fig. 5, l’elaboratore 30, grazie a questi parametri, è atto a ricostruire a posteriori la curva di carico 20 con una buona approssimazione. Tale curva di carico 20 comprende un numero ridotto di rettangoli corrispondenti alle somme integrali parziali di energia.

In aggiunta, l’elaboratore 30 produce la lista di nodi di rete sui quali accadono le variazioni di flusso; calcola anche il numero di nodi di rete; quindi elabora un indicatore generale utile per il monitoraggio della stabilità della rete 15. Qualora l’elaboratore 30 viene interfacciato con un sistema esterno di controllo della rete 15, fornisce detto indicatore a quest’ultimo.

Si noti che una caratteristica importante del metodo secondo la presente invenzione consiste nella possibilità di catturare anche le variazioni di energia apparentemente “nulle”: siccome l’integrale dell’energia comprende due componenti, l’intensità dell’energia del flusso e il tempo, una variazione inversamente proporzionale di entrambe le componenti potrebbe risultare con due Ejed Ej+1identiche; la temporizzazione della variazione verrebbe riportata tramite la notifica dell’esistenza dell’evento ∆Ejanche se ∆Ejdovesse essere pari a 0. Questo deriva dall’uso della densità variabile del tempo. Siccome dEjsi consolida durante il periodo [tj-1,tj], mentre dEj+1si consolida -IMB030-

durante il periodo [tj,tj+1], le E’(tj) e E’(tj+1) vanno valutati tenendo presente che in generale |tj-1,tj|≠|tj-1,tj|. Si supponga ad esempio che E’1=100, t1=10, E’2=200, t2=5, risulta E1=1000, E2=1000, dE=E2-E1=0. Sebbene il dispositivo 1 genera e trasmette valori E(t) ad eventi, l’elaboratore 30 ricevendo detti messaggi analizza anche l’andamento della densità del tempo. Un’altra possibilità è data<T EDM>dall’eventuale co<DM>incidenza temporale di Eied Ej, anche se molto meno probabile.

Il metodo secondo la presente invenzione prevede inoltre che il dispositivo 1 e/o l’elaboratore 30 calcolino anche le variazioni tra le differenze di energia in istanti di tempo tkadiacenti ΔE(tk)/(tk-tk-1) e ΔE(tk-1)/(tk-1-tk-2), con k che va da 1 a ∞.

Il sistema collaborativo si basa sulle componenti (1) e (30). Con riferimento alla Fig. 6, dal lato dell’elaboratore 30 avviene il seguente procedimento.

Al passo 202 vengono inizializzati i parametri utilizzati per calcolare le quantità, le variazioni del flusso di energia, la loro temporizzazione, e l’intensità del flusso dei messaggi:

- “Δt3”: intervallo di tempo utilizzato sul lato elaboratore 30 quale finestra temporale;

- “Ei”: quantità di energia scambiata nel periodo corrente; - “ΔEi”: variazioni dell’energia occorsi nel periodo corrente;

- “Ni”: numero di variazioni occorsi nel periodo corrente sui nodi remoti.

L’indice i indica il periodo corrente.

Al passo 204 viene incrementato il contatore k di una unità.

Al passo 206 vengono sommati i valori assoluti delle quantità di energia ricevute Eidai nodi remoti -IMB030-

E(tk)=E(tk)+Ei; quindi vengono prodotti prime componenti E<TDM>.

Al passo 208 vengono sommate le variazioni di energia ricevute dai nodi remoti ΔE(tk)= ΔE(tk)+ΔEi; quindi vengono prodotte seconde componenti E<EDM>.

Al passo 210 vengono calcolate anche le variazioni tra le differenze di energia adiacenti ΔE(tk)/(tk-tk-1) e ΔE(tk-1)/(tk-1-tk-2).

Al passo 212 viene calcolato il numero di variazioni del flusso se sono maggiori di 0, ossia “IF(|ΔEi|>0) THEN N(tk):=N(tk)+1”; tale numero N rappresenta l’intensità del flusso di messaggi digitali E<EDM>.

Al passo 214 l’elaboratore 30 effettua la chiusura del terzo intervallo temporale Δt3; elabora quindi le serie ottenute {Ei, … }, {ΔEi, … }, {Ni, … } ai fini del controllo della rete 15. In questo passo, l’elaboratore 30 innesca una chiamata ad un applicativo decisionale esterno (non oggetto della presente invenzione) che attuerà eventuali azioni di controllo, confrontando la disponibilità e la domanda dell’energia in uno o più segmenti di rete.

Con riferimento di nuovo alla Fig. 5, per il calcolo dell’energia ΔEiè possibile effettuare la derivata prima della potenza del flusso. Le somme integrali parziali Σi=ΔEi*Δtirappresentano i rettangoli della curva di carico 20.

Quando il dispositivo 1 di misurazione rimane in silenzio, l’elaboratore 30 e la rete 15 assumono che il flusso di energia del rispettivo nodo remoto è stazionario. In assenza di dati trasmessi, l’elaboratore 30 asserisce, tramite inferenza logica, che sui nodi remoti persistono valori identici di energia E<TDM>

i=E<TDM>

i+1=const. In tal caso, è possibile minimizzare la quantità di dati eliminando i duplic<TDM TDM TDM>ati ripetuti (Ei=Ei+1=Ei+2=…) non necessari.

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In altre parole, l’elaboratore 30 è atto a comunicare con sistemi di controllo e/o con stimatori di stato della rete di distribuzione 15, fornendo loro un numero ridotto di informazioni di rete utili per il controllo cooperativo della rete 15 stessa; tale informazione di rete, come già accennato, è pertanto basata sulla conoscenza degli eventi occorsi su almeno un nodo remoto appartenente alla rete di distribuzione 15.

È bene precisare che questo passaggio è di fondamentale importanza perché permette di stimare lo stato della rete 15 diversamente dall’arte nota. La formula dell’arte nota z=h(x)+e [si veda F.C. Schweppe, J. Wildes, “Power System Static-State Estimation”, Transactions on PAAS, Vol. PAS-89, n.1, January 1970, pp. 120-135] contenente il vettore di variabili di stato x, il vettore di misurazioni z, il vettore di errori e, e le equazioni non lineari del flusso di potenza h, riceve ora un contributo grazie a quanto sopra descritto. Durante la finestra temporale precedente, l’elaboratore 30 ha operato effettivamente con z(t-1). Il passaggio da z(t-1) a z(t), consolidato al termine della finestra temporale corrente, è determinato da quanto è calcolato qui sopra. In assenza di messaggi, l’elaboratore 30 può assumere che z(t)=z(t-1), quindi l’elaboratore 30 comprende per inferenza logica che la rete 15 è stabile. Qualora una serie di messaggi ricevuti ed elaborati dall’elaboratore 30 contengano dati di misure del flusso di energia tali da produrre una somma vicino allo zero (variazioni positive del flusso occorse su alcuni nodi sono state compensate da variazioni negative del flusso occorsi su altri nodi), l’elaboratore 30 può assumere che z(t)≈z(t-1). In entrambi i casi diventa possibile evitare il dispendioso calcolo relativo alla precedente formula dell’arte nota z=h(x)+e che vede l’impiego delle funzioni -IMB030-

non lineari h. Soltanto una variazione complessiva dei parametri di misura avente un’entità rilevante, tale che E(t)> δE, produce la necessità di una nuova stima dello stato della rete 15 operando con la h(x). Tuttavia, anche in questo ultimo caso il vettore x(t) è poco diverso da x(t-1) perché le rispettive variazioni sono quelle causate da pochi messaggi ricevuti da alcuni nodi durante l’ultima finestra temporale Δt.

<TDM TDM>Il persistere dei valori costanti Ei=Ei+1=…, allo scadere di ogni Δt opportunamente fissato, anche se omessi, determina geometricamente una linea orizzontale di potenza della curva di carico 20 lungo l’asse del tempo; l’altezza del rettangolo corrisponde alla potenza del flusso e si calcola tramite la formula P(tj)=(E(tj)-E(tj-1))/(tj–tj-1). Ogni rettangolo ricostruito avrà un lato orizzontale corrispondente al tempo ed un lato verticale che corrisponde alla potenza. Infatti, il posizionamento nel tempo dei punti in cui avvengono le variazioni di energia (vertici dei rettangoli) è dato da (ti). Il numero totale degli istanti tidetermina il numero di rettangoli. Ogni durata Δti=(ti–ti-1) determina la lunghezza orizzontale di un rettangolo. Le variazioni di energia ΔE(ti)=E(ti)-E(ti-1) determinano le altezze dei rettangoli (da cui si ricava la potenza).

Il formato del messaggio digitale comprendente i dati di misura comprende almeno i seguenti attributi:

- un primo attributo che distingue tra la prima componente TDM, la seconda componente EDM e altre eventuali;

- un secondo attributo che indica l’identità di un nodo remoto della rete 15, ad esempio l’identificativo del dispositivo 1 di misurazione;

- un riferimento temporale dell’istante temporale di misura, o “timestamp”;

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- un’informazione sui valori di energia che hanno innescato la trasmissione del messaggio, come ad esempio una delle coppie di attributi: (Ei-1, Ei); (Ei-1, ΔEi); (ΔEi, Ei);

- terzi attributi che consentono la trasmissione di pacchetti a lunghezza variabile dei dati di misure relativi alla prima componente TDM e/o alla seconda componente EDM. Opzionalmente, il messaggio digitale comprende un terzo attributo per discriminare la modalità di comunicazione unicast o groupcast o broadcast, e il numero totale di variazioni avvenute durante un periodo temporale.

Un formato dati delle misure di esempio utilizzato nel metodo ibrido secondo la presente invenzione è Ej={MsgType, MeterIdj, [Rcptj], Ej(tk), ∆Ej(tk)|Ej(tk-1), tk, ∆tk|tk-1, [Classj]}.

Il termine MsgType distingue tra pacchetti dati E<TDM>ed E<EDM>: “MsgType”={TDM, EDM, …}.

Il termine MeterIdjidentifica un nodo remoto che origina dati: indica “dove” accadono le variazioni energetiche.

Il termine opzionale Rcptjidentifica destinatari della comunicazione unicast/groupcast/broadcast. Serve per far cooperare le coppie di nodi remoti, loro gruppi, oppure la collettività di sotto-rete o rete 15 intera.

I<TDM>l termine Ej(tk) descrive le quantità di energia espressa in (k)Wh rilevata in un intervallo di tempo [0,tk].

<DM>Il termine ∆<T>Ei,j=E(ti)−E(tj) quantifica la quantità di energia scambiata durante un intervallo di tempo [ti,tj]. Quando MsgType assume il valore TDM, il valore ∆Ejpuò essere zero oppure la differenza tra due valori adiacenti di energia E(tk) ed E(tk-1). In questo caso una parte opzionale [Classj] contiene almeno il numero njdelle intensità delle variazioni di eventi EDM occorsi durante l’intervallo corrente.

Con riferimento alla Fig. 7, quando MsgType assume il -IMB030-

valore TDMDE, il formato del messaggio composito 35 TDMDE comprensivo sia della prima componente di misura TDM che dalla seconda componente di misura EDM varia ulteriormente in quanto la parte opzionale [Classj] contiene una struttura complessa di lunghezza variabile atta ad ospitare la lista di tutti gli njeventi EDM occorsi durante l’intervallo corrente. Più precisamente, il messaggio composito 35 TDMDE (o pacchetto TDMDE 35) contiene un primo record TDM come sopra, un attributo Nevche indica il numero di record EDM che seguono nel payload, quindi un’intera sequenza di record EDM1, EDM2, …, EDMNevoccorsi durante l’intervallo; il tutto seguito da un codice di controllo a ridondanza ciclica CRCkcalcolato tramite una formula standard dell’arte nota.

Una volta trasmesso il messaggio composito 35 TDMDE (lato nodo remoto), e/o terminato il terzo intervallo di tempo Δt3, i parametri utilizzati (dall’elaboratore 30) nei cicli vengono posti ai valori iniziali.

Dalla descrizione effettuata risultano pertanto chiare le caratteristiche della presente invenzione, così come chiari risultano i suoi vantaggi.

Un primo vantaggio del metodo, dispositivo e sistema secondo la presente invenzione è quello per cui un dispositivo di misurazione dell’energia ed un gestore della rete di distribuzione utilizzano un canale di comunicazione in maniera estremamente efficiente.

Infatti, sfruttando sia la prima componente di misura TDM sia la seconda componente di misura EDM, non risulta necessaria un alta frequenza di campionamento per ottenere i valori E<TDM>e inoltre non viene ripetuto nessun valore duplicato.

Un secondo vantaggio del metodo, dispositivo e sistema secondo l’invenzione è quello per cui il dispositivo di -IMB030-

misurazione indica precisamente gli istanti di tempo dei punti relativi al grafico di energia dove avvengono le variazioni dei livelli energetici.

Un terzo vantaggio del metodo, dispositivo e sistema secondo l’invenzione è quello di ottenere un numero di variazioni del flusso N che rappresenta l’intensità del flusso di messaggi digitali E<EDM>, utile ai fini del controllo di stabilità della rete 15.

Un ulteriore vantaggio del metodo, dispositivo e sistema secondo l’invenzione è quello di fornire uno strumento di contabilità analitica dell’uso dell’energia in tempo reale. L’uso delle tecniche di analisi dei “pattern” e di similarità dei “cluster” permettono il calcolo preciso di un profilo energetico d’utente, il quale potrebbe fruire l’energia ad un prezzo personalizzato.

Il metodo, dispositivo e sistema oggetto della presente invenzione possono trovare applicazione presso un gestore della rete di distribuzione dell’energia a qualsiasi livello, presso possessori di siti di produzione delle energie rinnovabili, nonché presso vari partecipanti della catena del valore nel dominio di energia. Una possibile applicazione particolare potrebbe essere quella della gestione efficiente dei processi di carica/ricarica di veicoli elettrici, catturando ed identificando le operazioni di connessione/disconnessione, carica/inattività/scarica.

Numerose sono le varianti possibili al metodo, dispositivo e sistema di misurazione delle dinamiche di un flusso di energia, senza per questo uscire dai principi di novità insiti nell’idea inventiva, così come è chiaro che nella sua attuazione pratica le forme dei dettagli illustrati potranno essere diverse, e gli stessi potranno essere sostituiti con degli elementi tecnicamente equivalenti.

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Dunque è facilmente comprensibile che la presente invenzione non è limitata ad un metodo, un dispositivo ed un sistema di misurazione delle dinamiche di un flusso di energia, ma è passibile di varie modificazioni, perfezionamenti, sostituzioni di parti ed elementi equivalenti senza però allontanarsi dall’idea dell’invenzione, così come è precisato meglio nelle seguenti rivendicazioni.

Claims

-IMB030- RIVENDICAZIONI 1. Metodo per la misurazione di un flusso di energia misurabile, detto metodo comprendendo i passi di: - misurare, tramite un dispositivo (1) di misurazione appartenente ad una rete di distribuzione (15), una prima componente di misura TDM, o “time-driven”, ad intervalli prestabiliti, detta prima componente di misura TDM comprendendo dati di misure relativi a parametri fisici di detto flusso di energia misurabile; - misurare, tramite detto dispositivo (1) di misurazione, almeno una seconda componente di misura EDM, o “eventdriven”, all’occorrenza di una variazione di almeno un parametro fisico di detto flusso di energia, detta almeno seconda componente di misura EDM comprendendo dati di misure relativi a detti parametri fisici di detto flusso di energia misurabile; - combinare detta prima componente di misura TDM e detta almeno una seconda componente di misura EDM in una sequenza temporale al fine di controllare e gestire un andamento energetico di detto flusso di energia all’interno di detta rete di distribuzione (15).
2. Metodo secondo la rivendicazione 1, detto metodo comprendendo i passi di: - campionare detto flusso di energia misurabile tramite detto dispositivo (1) di misurazione; - calcolare a primi intervalli regolari di tempo Δt1somme i<TDM>ntegrali Eidi quantità di energia, ossia detta prima componente di misura TDM; - trasmettere un messaggio digitale TDM in detta rete (15) tramite detto dispositivo (1) di misurazione; - calcolare in tempo reale una variazione di energia ΔEi=(Ei–Ei-1)/Δt2in cui Eied Ei-1sono due valori di somme integrali di quantità di energia consolidate in un -IMB030- determinato numero di cicli e dove Δt2rappresenta un secondo intervallo temporale tra i rispettivi istanti di tempo in cui detti due valori di somme integrali Eied Ei-1sono ottenuti, ed in cui Δt2<<Δt1; - sommare detta variazione di energia ΔEiad analoghe variazioni calcolate in precedenti istanti di tempo in modo da ottenere una somma accumulata di dette variazioni; - trasmettere detta seconda componente di misura EDM in detta rete (15) mediante detto dispositivo (1) di misurazione nel caso in cui detta variazione di energia ΔEie/o detta somma accumulata siano superiori ad un predeterminato valore di soglia δE; - iterare detti passi precedenti del metodo di misurazione per ogni indice i e j al fine di ottenere una sequenza temporale di valori ibridi contenente entrambe dette prima componente di misura TDM e seconda componente di misura EDM.
3. Metodo secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui detta sequenza temporale di valori è ottenuta in tempo reale.
4. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detto dispositivo (1) di misurazione memorizza detta almeno una seconda componente di misura EDM in propri mezzi di memoria (11) e le trasmette, insieme a dette prime componenti di misura TDM, a posteriori ad un elaboratore (30) atto a ricostruire una curva di carico (20) di detto flusso di energia in una sequenza temporale corretta.
5. Metodo secondo la rivendicazione 4, in cui detta almeno una seconda componente di misura EDM comprende meta-informazioni relative al tempo necessarie per ricostruire detta corretta sequenza temporale di eventi occorsi in detta curva di carico.
6. Metodo secondo la rivendicazione 4 o 5, in cui detto -IMB030- metodo prevede di definire un parametro di intensità di dette variazioni di flusso, il quale viene fornito unitamente con i pacchetti dati relativi alla prima componente di misura TDM.
7. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui ad ogni variazione di detto flusso di energia occorsa, un contatore viene incrementato per calcolare un numero totale di variazioni avvenute durante un periodo temporale.
8. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detto dispositivo (1) di misura e/o detto elaboratore (30) esaminano l’andamento nel tempo di messaggi comprendenti detti valori relativi a detti parametri fisici di detto flusso di energia, calcolando un intensità del flusso di messaggi, definita come un numero di eventi prodotti o ricevuti durante una finestra temporale.
9. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detto metodo prevede di calcolare, tramite detto dispositivo (1) di misurazione; variazioni tra differenze di energia in istanti di tempo tkadiacenti ΔE(tk)/(tk-tk-1) e ΔE(tk-1)/(tk-1-tk-2), con l’indice k che va da 1 a ∞.
10. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detto messaggio comprende: - un primo attributo che distingue tra detta prima componente TDM e detta seconda componente EDM; - un secondo attributo che indica l’identità di un nodo remoto di detta rete (15), in particolare un identificativo di detto dispositivo (1) di misurazione; - un riferimento temporale di un istante temporale di misura, o “timestamp”; - un’informazione sui valori di detti parametri fisici che -IMB030- hanno innescato la trasmissione di detto messaggio; - terzi attributi che consentono la trasmissione di pacchetti a lunghezza variabile di detti dati di misure relativi a detta prima componente TDM e/o detta seconda componente EDM.
11. Metodo secondo la rivendicazione 10, in cui detto messaggio comprende ulteriormente: - un terzo attributo per discriminare una modalità di comunicazione unicast o groupcast o broadcast; - detto numero totale di variazioni avvenute durante un periodo temporale;
12. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detto metodo prevede di eliminare la trasmissione ripetuta di detti dati relativi a parametri fisici di detto flusso di energia misurabile qualora duplicati.
13. Dispositivo (1) per la misurazione di un flusso di energia comprendente: - mezzi (9) per rilevare un valore di un parametro fisico di detto flusso; - una unità di comunicazione (7) atta a trasmettere messaggi; - un circuito digitale di misurazione (5); detto dispositivo (1) essendo atto a: - misurare una prima componente di misura TDM, o “time-driven”, ad intervalli prestabiliti, detta prima componente di misura TDM comprendendo dati relativi a parametri fisici di detto flusso di energia misurabile; - misurare almeno una seconda componente di misura EDM, o “event-driven”, all’occorrenza di una variazione di almeno un parametro fisico di detto flusso di energia, detta almeno una seconda componente di misura EDM comprendendo dati relativi a detti parametri fisici di detto flusso di -IMB030- energia misurabile; - trasmettere, tramite detta unità di comunicazione (7), detta prima componente di misura TDM e detta almeno una seconda componente di misura EDM al fine di combinarle in una sequenza temporale e per controllare e gestire un andamento energetico di detto flusso di energia all’interno di detta rete di distribuzione (15).
14. Sistema (10) per la misurazione di un flusso di energia comprendente almeno un dispositivo (1) di misurazione secondo la rivendicazione 13 ed un elaboratore (30) atto a ricostruire detta sequenza temporale di eventi occorsi in detta curva di carico (20).
15. Sistema (10) secondo la rivendicazione 14, in cui detto elaboratore (30) è atto a comunicare con sistemi di controllo e/o con stimatori di stato di detta rete di distribuzione (15), fornendo loro un numero ridotto di informazioni di rete utili per il controllo cooperativo di detta rete (15), detta informazione di rete essendo basata sulla conoscenza di eventi occorsi su almeno un nodo remoto appartenente a detta rete di distribuzione (15).