ES2342829T3 - Procedimiento y aparato para detectar la fase de cableado de una tension de fase desconocida arbitraria con respecto a una tension de fase de referencia. - Google Patents
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Abstract
Un procedimiento para detectar la fase (R; S; T) de cableado en una ubicación remota con respecto a una fase (R) de cableado de referencia en una ubicación de referencia en un sistema de distribución de energía eléctrica con una línea de energía con un cableado (R, S, T, N) unifásico o polifásico, comprendiendo el procedimiento las etapas de: - conectar al menos una ubicación retransmisora con una fase de cableado de dicha línea de energía polifásica en una ubicación entre dicha ubicación de referencia y dicha ubicación remota, - detectar una primera relación de fase entre la tensión de fase de cableado de referencia en la ubicación (1) de referencia y la tensión de fase de cableado en una dicha ubicación retransmisora (2); - transmitir desde dicha ubicación retransmisora dicha primera relación de fase detectada hacia dicha ubicación remota; - detectar una segunda relación de fase entre una tensión de fase de cableado en una dicha ubicación retransmisora y una tensión de fase de cableado en dicha ubicación remota; y - determinar la fase de cableado de dicha ubicación remota con respecto a la fase de cableado en dicha ubicación de referencia, sobre la base de dicha primera relación de fase y dicha segunda relación de fase.
Description
Procedimiento y aparato para detectar la fase de
cableado de una tensión de fase desconocida arbitraria con respecto
a una tensión de fase de referencia.
La presente invención se refiere a un
procedimiento y un aparato para detectar la fase de cableado de una
tensión de fase desconocida con respecto a un voltaje de fase de
referencia en un sistema de distribución de energía eléctrica con
una línea eléctrica polifásica.
Los sistemas modernos de distribución de energía
utilizan líneas de energía polifásica para distribuir la
electricidad. Una línea de energía polifásica comprende una
pluralidad de, habitualmente tres, conductores, portando cada
conductor un voltaje de fase especificado. Como es bien conocido,
una línea eléctrica polifásica puede o no tener un conductor
neutral que, si está presente, constituye un conductor adicional de
la línea de energía polifásica. Adicionalmente, además de estos
conductores de una típica línea eléctrica polifásica, puede o no
haber un conductor adicional que lleva el potencial de descarga a
tierra.
Si bien una línea eléctrica polifásica ofrece
muchas ventajas para ciertos tipos de cargas, p. ej., máquinas
eléctricas que emplean campos magnéticos rotatorios, hay muchos
consumidores de electricidad que no están conectados con todas las
fases disponibles en una línea de energía polifásica dada. Para
muchos tipos de cargas es suficiente que la carga esté conectada
entre dos de las fases o, lo que es más habitual, entre una de las
fases disponibles y el conductor neutral. Este esquema de cableado
está ampliamente difundido, en particular en las redes de bajo
voltaje utilizadas para suministrar electricidad a los aparatos de
consumo en el ámbito doméstico. En Europa, la red de distribución
de energía de bajo voltaje tiene tres fases de cableado, cada una
en un voltaje de entre 220 Voltios a 240 Voltios a neutral, estando
separadas las tres fases en un ángulo de 120º. En particular, en el
ámbito doméstico, la mayoría de las cargas eléctricas se conectan
entre una de las tres fases de cableado, R, S, T, y el conductor
neutral N, siendo la fase específica, R o S o T, con la cual la
carga está efectivamente conectada, insignificante para la mayoría
de los tipos de aplicaciones y cargas unifásicas y, por lo tanto,
típicamente desconocida.
En algunos casos, sin embargo, es deseable
detectar la fase con la cual está conectada una carga dada. Por
ejemplo, en un sistema de comunicación por línea de energía que
emplea la red existente de distribución por línea de energía con
fines de telecomunicación, puede ser sumamente deseable que el
transmisor conozca el voltaje de fase con el cual está conectado el
receptor, porque puede esperarse que la comunicación entre el
transmisor y el receptor, mediante una línea de energía, sea mejor
si el transmisor y el receptor están conectados con el mismo
voltaje de fase, que si el transmisor y el receptor se comunican
entre sí por distintas fases, a través de diafonía capacitiva o
inductiva entre las fases.
En un sistema de medición de electricidad para
medir la energía eléctrica consumida por una pluralidad de
consumidores, hay buenas razones para detectar la fase de cableado
de un contador de electricidad situado dentro, o fuera, del ámbito
del consumidor. Por ejemplo, la detección de la fase de cableado
permite juzgar si un consumidor ha recableado ilegalmente el
contador de electricidad a fin de impedir que el contador mida
correctamente la energía consumida. Si los contadores se comunican
con otros nodos en un sistema de medición remota a través de la
comunicación por línea de energía, el conocimiento de la fase con la
cual se conectan los respectivos contadores remotos en el ámbito
del consumidor es información valiosa para optimizar el rendimiento
de la comunicación del sistema de medición remota en su
totalidad.
A partir del documento US 4.626.622, se conoce
cómo identificar una fase desconocida dentro de una red polifásica,
por comparación de la fase desconocida con una fase de referencia
conocida de la red polifásica. El sistema comprende un primer
dispositivo conectado con la fase de referencia y un segundo
dispositivo conectado con la fase desconocida en otra ubicación.
Cada uno de los dispositivos primero y segundo comprende un módem
para establecer una conexión telefónica entre los dos dispositivos.
El primer dispositivo incluye circuitos para producir una señal
digital representativa del voltaje alternado de la fase de
referencia. Esta señal representativa se transmite, a través de los
dos módems y la conexión telefónica, desde el primer dispositivo al
segundo. El segundo dispositivo incluye un circuito de detección de
fase para identificar la fase desconocida, detectando el ángulo de
fase entre el voltaje alternado de la fase de referencia y el
voltaje alternado de la fase desconocida.
Si bien el procedimiento y el sistema conocidos
a partir de este documento son adecuados para llevar a cabo la
identificación de la fase desconocida cuando la ubicación de
referencia de la fase de cableado conocida en un punto de la red
polifásica, p. ej., las salidas de un transformador de subestación,
está lejos de la ubicación donde la fase es desconocida, este
procedimiento y sistema tienen el inconveniente de que se requiere
una conexión telefónica por separado entre los dispositivos primero
y segundo. En muchos casos, no se dispone de una conexión
telefónica por separado.
El documento IEC
61334-5-2 define un procedimiento
para identificar una fase desconocida dentro de una red polifásica,
por medio de la inyección de un breve paquete de datos o señal de
sello temporal en la red polifásica cuando tiene lugar un primer
punto de referencia, p. ej., un cruce nulo, en el voltaje de fase de
referencia. La red polifásica en sí sirve para comunicar el paquete
breve de datos o la señal de sello temporal a la ubicación donde la
fase desconocida ha de identificarse. En la ubicación de la fase
desconocida, el paquete breve de datos, o la señal de sello
temporal, se extrae de la línea de energía polifásica y se mide un
intervalo temporal entre la aparición del paquete breve de datos, o
la señal de sello temporal, y un punto de referencia, p. ej., un
cruce nulo, en el voltaje de fase desconocido. Ese intervalo
temporal indica entonces el ángulo de fase entre la fase de
referencia y la fase desconocida. El ángulo de fase así determinado
permite identificar el cableado de la fase desconocida.
Si bien el procedimiento de identificación de
fase definido en este estándar no requiere una línea telefónica por
separado entre la ubicación de la fase conocida y la ubicación de la
fase desconocida, este procedimiento padece el inconveniente de que
la comunicación por línea de energía, generalmente, tiene sólo una
gama limitada. Las características eléctricas de las líneas de
energía no son idealmente adecuadas para transmitir señales de
comunicación. Además, muchas cargas eléctricas conectadas con líneas
de energía tienden a generar un significativo umbral de ruido, de
forma tal que, ya a distancias moderadas desde la ubicación del
transmisor, la razón entre señal y ruido, para detectar el paquete
breve de datos, o la señal de sello temporal, deviene
inaceptablemente baja. Esto limita el uso del procedimiento de
detección de fase según el estándar IEC.
Un procedimiento para detectar la fase de
cableado en una ubicación remota, con respecto a una fase de
cableado de referencia en una ubicación de referencia, según el
preámbulo de la reivindicación 1, se conoce a partir del documento
US 5.617.329. Según este documento, la estación central combina la
fase de la estación retransmisora y la fase del contador con
respecto a la estación retransmisora, a fin de determinar la fase
absoluta del contador.
En consecuencia, es un objeto de la presente
invención proporcionar un procedimiento y aparato para detectar la
fase de cableado de un voltaje de fase desconocida con respecto a un
voltaje de fase de referencia en un sistema de distribución de
energía eléctrica polifásica, donde tales procedimiento y
dispositivo permiten detectar la fase de cableado, incluso si la
ubicación de la fase de cableado desconocida está a una distancia
mayor de la fase de referencia conocida y no se dispone de un canal
de comunicación directa que conecte la ubicación de la fase
conocida y la ubicación de la fase de cableado desconocida.
Este objeto se resuelve de acuerdo a la presente
invención, según lo definido en las reivindicaciones independientes
de la patente. Se dan realizaciones ventajosas de la presente
invención en las reivindicaciones dependientes.
Según una realización de la presente invención,
a fin de detectar la fase de cableado de un voltaje de fase
desconocida en una ubicación remota con respecto a un voltaje (R) de
fase de referencia en una ubicación de referencia, en un sistema de
distribución de energía eléctrica con una línea (R, S, T, N) de
energía unifásica o polifásica, se dispone, entre dicha ubicación
de referencia y dicha ubicación remota, al menos una ubicación
retransmisora para retransmitir señales entre dicha ubicación de
referencia y dicha ubicación remota, y se conecta con una fase de
cableado de la línea de energía polifásica. Se detecta una primera
relación de fase entre la fase de cableado de referencia en la
ubicación de referencia y la fase de cableado en una tal ubicación
retransmisora. Además, se detecta una segunda relación de fase entre
la fase de cableado en la ubicación retransmisora y la fase de
cableado en la ubicación remota. Sobre la base de las relaciones de
fase primera y segunda, puede obtenerse la fase de cableado de la
ubicación remota con respecto a la fase de cableado de
referencia.
Según la invención, la primera relación de fase
detectada se transmite desde la ubicación retransmisora hacia la
ubicación remota.
La primera relación de fase puede obtenerse de
un buen número de maneras distintas. Si se incorpora un nuevo nodo
en una ubicación remota para extender una red existente, un nodo
previamente existente de la red puede asumir la función de una
ubicación retransmisora, para la cual la fase de cableado ya es
conocida a raíz de una detección previa. En este caso, es
suficiente que la ubicación retransmisora efectúe la detección de la
segunda relación de fase entre la fase de cableado en la ubicación
retransmisora y la ubicación remota incorporada. La fase de
cableado en la ubicación remota puede determinarse luego en la
ubicación remota o en la ubicación retransmisora sobre la base de
la segunda relación de fase detectada de esta manera, y de la fase
de cableado ya conocida de la ubicación retransmisora, o bien la
ubicación retransmisora transmite la segunda relación de fase
detectada a la ubicación de referencia, donde la fase de cableado de
la ubicación remota puede determinarse utilizando el conocimiento
de la fase de cableado de la ubicación retransmisora.
Si la(s) ubicación(es)
retransmisora(s) entre la ubicación de referencia y la
ubicación remota tienen arbitrarias fases de cableado desconocidas,
puede ser ventajoso detectar una primera relación de fase entre la
fase de cableado en la ubicación de referencia y la fase de
cableado en la ubicación retransmisora, y transmitirla hacia dicha
ubicación remota. Se detecta una segunda relación de fase entre
dicha ubicación retransmisora y dicha ubicación remota. Sobre la
base de dicha primera relación de fase y dicha segunda relación de
fase, puede detectarse la fase de cableado en dicha ubicación
remota con respecto a la fase de cableado en la ubicación de
referencia.
Ventajosamente, las ubicaciones pueden ser nodos
de una red que emplea la línea de energía como un medio de
transmisión de señales de comunicación.
Según una realización de la presente invención,
la fase de cableado de un voltaje de fase desconocida, con respecto
a un voltaje de fase de referencia en un sistema de distribución de
energía eléctrica con una línea de energía unifásica o polifásica,
se detecta transmitiendo, desde una ubicación de referencia, una
primera señal de sello temporal cuando tiene lugar un primer punto
de referencia en el voltaje de fase de referencia. La primera señal
de sello temporal se recibe en una ubicación retransmisora, donde se
mide un primer intervalo temporal entre la ocurrencia de la primera
señal de sello temporal y la ocurrencia de un punto de referencia
en una primera fase arbitraria de cableado de la línea de energía, a
fin de obtener una primera información de relación de fase que
indique una relación de fase entre el voltaje de fase de referencia
y el primer voltaje de fase arbitraria. Desde la ubicación
retransmisora se transmite un mensaje de retransmisión, que
comprende esta información de relación de fase. Además, desde la
ubicación retransmisora se transmite una señal de sello temporal de
retransmisión cuando tiene lugar un segundo punto de referencia en
el primer voltaje de fase arbitraria.
Según esta realización de la presente invención,
la generación de una señal de sello temporal de retransmisión,
junto con un mensaje de retransmisión que comprende dicha
información de relación de fase, permite retransmitir en la
ubicación retransmisora la información de fase de referencia a una
ubicación remota, sin que haya necesidad de un canal de
comunicación directa entre la ubicación de referencia y la ubicación
remota.
La ubicación retransmisora puede acompañarse de
ubicaciones retransmisoras adicionales para salvar distancias aun
mayores entre la ubicación de referencia y la ubicación remota.
Ventajosamente, una retransmisión adicional en una tercera
ubicación recibe la señal de sello temporal de retransmisión y el
mensaje de retransmisión desde la ubicación retransmisora
precedente y mide un segundo intervalo temporal entre la ocurrencia
de la señal de sello temporal de retransmisión y la ocurrencia de
un punto de referencia en un segundo voltaje de fase arbitraria en
la tercera ubicación, a fin de obtener información de una segunda
relación de fase que indica una relación de fase entre los voltajes
de fase de cableado en las ubicaciones retransmisoras consecutivas.
En la tercera ubicación, se combina luego la información de la
segunda relación de fase y la información de la primera relación de
fase que se recibió de la ubicación retransmisora precedente. La
información combinada de relación de fase indica la relación de
fase entre el voltaje de fase de referencia y el voltaje de fase de
cableado en la tercera ubicación. Esta información puede
transmitirse a la ubicación posterior en forma de un mensaje de
retransmisión adicional, o bien esta información puede utilizarse
para determinar la fase de cableado desconocida en la tercera
ubicación.
El término "ubicación de referencia" puede
referirse a una ubicación o nodo donde se conoce la fase de cableado
de la línea de energía, ya sea simplemente por definición, como
sería el caso en la salida de un transformador trifásico. El
término ubicación remota se refiere entonces a una ubicación o nodo
donde se desconoce la fase de cableado. Ha de observarse, sin
embargo, que, alternativamente, el término "ubicación de
referencia" puede también referirse a una ubicación o nodo donde
la fase de cableado es desconocida y el término "ubicación
remota" se refiere a una ubicación o nodo donde se conoce la fase
de cableado. En la realización anteriormente descrita, la relación
combinada de fase entre ubicaciones adyacentes se lleva hasta la
ubicación remota. No marca una diferencia esencial, para detectar
una fase de cableado desconocida, si esta relación de fase se lleva
en la dirección desde la ubicación con la fase de cableado conocida
hasta la ubicación con la fase de cableado desconocida, o en la
dirección opuesta. En el primer caso, la información requerida para
determinar la fase de cableado desconocida está disponible en la
ubicación de la fase de cableado desconocida, mientras que, en el
segundo caso, esta información está disponible en la ubicación de la
fase de cableado conocida.
La información de relación de fase puede
representarse en términos de tiempo, en términos de ángulos de fase
o en términos de "saltos" entre fases consecutivas a distinguir
en el diagrama de fases que describe el sistema polifásico. En un
sistema trifásico cada salto correspondería a un ángulo de fase de
120º. Si también hay necesidad de detectar el cableado inverso,
entonces, en un sistema trifásico habría seis distintas
posibilidades de cableado a distinguir, y cada salto correspondería
a 60º, porque en este caso hay tres fases normales más otras tres
fases inversas a considerar.
La información de relación de fase en un mensaje
de retransmisión recibido y la información de relación de fase
obtenida de la medición del intervalo temporal entre la señal de
sello temporal recibida y un punto de referencia en un voltaje de
fase de cableado en la ubicación receptora pueden combinarse de una
gran variedad de maneras y, preferiblemente, sumando los
respectivos intervalos temporales, los valores asociados de ángulo
de fase o el número de saltos. Esta suma puede, ventajosamente, ser
una suma en módulo M. Si la información de relación de fase se
representa en términos de tiempo, entonces M indica el periodo del
voltaje alternado portado en la línea de energía polifásica. Si la
información de relación de fase se representa en términos de
ángulos de fase, M indica el valor del ángulo de fase asociado a un
ciclo completo, es decir, 2n o 360º. Si la información de relación
de fase se representa en términos de un cierto número de saltos
entre las fases, entonces M indica el número de posibilidades de
fase de cableado a distinguir en el sistema polifásico.
Preferiblemente, el intervalo temporal entre la
ocurrencia de una señal de sello temporal y la ocurrencia de un
punto de referencia se mide redundantemente, a fin de aumentar la
fiabilidad del resultado final de la medición. Preferiblemente,
para medir un intervalo temporal específico, el transmisor transmite
más de una señal de sello temporal, estando cada señal de sello
temporal sincronizada con un punto de referencia en el voltaje de
fase del transmisor. Esto permite que el receptor repita la medición
del intervalo temporal entre la señal del sello temporal y la
ocurrencia de un punto de referencia en el voltaje de fase del
receptor, a fin de decidir el intervalo temporal medido sobre la
base de un voto mayoritario, y/o informar al transmisor sobre un
fallo de medición del intervalo temporal si no se logra un claro
voto mayoritario.
Ventajosamente, los mismos relés que
retransmiten la señal de sello temporal y la información de relación
de fase pueden utilizarse para retransmitir un mensaje de retorno
desde la ubicación remota de cableado de fase desconocida hasta la
ubicación de fase de referencia, a fin de informar a la ubicación de
fase de referencia sobre la fase de cableado detectada en la
ubicación remota.
Preferiblemente, los respectivos puntos de
referencia en la fase de referencia y en las fases arbitrarias de
cableado en la(s) respectiva(s) ubicación(es)
retransmisora(s) y en la ubicación remota son sucesos
repetitivos predeterminados que ocurren con un periodo T, que es el
periodo de voltaje alternado de la red de distribución de energía
polifásica, p. ej., 20 ms en el caso de un sistema de 50 Hz. Los
cruces nulos de los respectivos voltajes de fase, con una pendiente
de signo especificado, son especialmente adecuados como puntos de
referencia.
Una señal de sello temporal puede ser una ráfaga
breve o cualquier clase de paquete adecuado de datos o secuencia de
símbolos que sea breve en comparación con el periodo T de voltaje de
fase, dividido entre el número de posibilidades de fase de cableado
a distinguir. La señal de sello temporal también puede ser una
discontinuidad de fase y/o una discontinuidad de amplitud en una
señal más compleja, una secuencia de bits o una señal de
mensaje.
Preferiblemente, en un sistema polifásico con un
número impar N de fases, la información de relación de fase se hace
corresponder con 2N distintas fases de cableado, por ejemplo, con
una separación de 60º si N = 3, a fin de tener en cuenta la
posibilidad de que en una ubicación retransmisora, o en la ubicación
remota con el cableado de fase desconocida, una fase específica
puede conectarse con polaridad invertida. Esta característica puede
ser especialmente útil en aplicaciones de medición remota de
electricidad, a fin de detectar un error de cableado o un
recableado ilegal del contador remoto en el ámbito del
consumidor.
Las señales de sello temporal y los mensajes
generados en las diversas ubicaciones, preferiblemente, pueden
transmitirse desde una ubicación a la siguiente mediante
comunicación por línea de energía, o por medio de cualquier otra
tecnología de comunicación que ofrezca una gama de comunicación
suficiente para salvar la distancia hasta la siguiente ubicación
retransmisora, por ejemplo, el cable óptico o la comunicación por
radio. Si se emplea la comunicación por línea de energía para
transmitir las señales de sello temporal y los mensajes desde una
ubicación a la próxima, estas señales pueden inyectarse en todas las
N fases de la línea de energía polifásica, o bien puede ser
suficiente inyectar estas señales sólo en una única fase, debido al
acoplamiento capacitivo e inductivo, bastante fuerte, que existe en
una típica línea de energía polifásica entre las diversas fases. En
aplicaciones con un gran número de ubicaciones retransmisoras
disponibles, p. ej., en un sistema de medición remota de
electricidad con un número considerable de consumidores conectados
con la misma sección de red de bajo voltaje, la comunicación por
Bluetooth, o cualquier otra comunicación por radio de alcance
limitado, puede ser una tecnología adecuada de comunicación entre
las diversas ubicaciones consecutivas, hasta la ubicación remota
cuyo cableado de fase ha de detectarse.
La presente invención también se refiere a un
aparato para realizar, o participar en, un procedimiento según la
presente invención. Una realización de un aparato retransmisor para
detectar el cableado de fase de un voltaje de fase desconocida
arbitraria comprende un circuito para recibir una primera señal de
sello temporal, un circuito para medir un intervalo temporal entre
la ocurrencia de dicha señal de sello temporal y la ocurrencia de
un punto de referencia en un voltaje de fase de cableado arbitraria
de dicha línea de energía, a fin de obtener la información de
relación de fase que indique una relación de fase entre dicha señal
de sello temporal y dicho voltaje de fase arbitraria, un circuito
para generar y transmitir un mensaje de retransmisión que comprende
dicha información de relación de fase, y un circuito para generar y
transmitir una señal de sello temporal de retransmisión cuando
tiene lugar un segundo punto de referencia en dicho voltaje de fase
arbitraria. El aparato retransmisor según esta realización,
preferiblemente, también comprende un circuito para recibir
información de relación de fase atribuida a dicha primera señal de
sello temporal, donde tal información de relación de fase puede ser
de la forma de un mensaje de retransmisión desde un aparato
retransmisor en una ubicación retransmisora precedente. El circuito
para generar un mensaje de retransmisión, preferiblemente, combina
luego la relación de fase recibida y la información de relación de
fase obtenida al medir el intervalo temporal, a fin de generar el
mensaje de retransmisión, de forma tal que comprenda la información
combinada de relación de fase.
Según una realización adicional de la presente
invención, un aparato para detectar el cableado de fase de un
voltaje de fase arbitraria desconocida comprende un circuito para
recibir una señal de sello temporal, un circuito para medir un
intervalo temporal entre la ocurrencia de la señal de sello temporal
y la ocurrencia de un punto de referencia en dicho voltaje de fase
de cableado arbitraria desconocida, a fin de obtener información de
relación de fase que indique una relación de fase entre dicha señal
de sello temporal y dicho voltaje de fase arbitraria desconocida,
un circuito para recibir un mensaje de retransmisión que comprende
información de relación de fase que indica una relación de fase
entre la fase de referencia y la señal de sello temporal, y un
circuito para combinar la información de relación de fase, que
indica una relación de fase entre la señal de sello temporal y
dicho voltaje de fase desconocida arbitraria, y dicha información de
relación de fase recibida, así como un circuito para determinar el
cableado de fase de dicho voltaje de fase arbitraria desconocida a
partir de dicha información combinada de relación de fase. Un
aparato según esta realización de la presente información es capaz
de comunicarse con una ubicación retransmisora precedente a fin de
determinar el cableado de fase del voltaje de fase arbitraria
desconocida en la ubicación del aparato.
Una aplicación especialmente ventajosa de la
presente invención reside en el campo de la medición remota del
consumo de electricidad distribuida a un gran número de consumidores
a través de un sistema público de distribución de electricidad. Un
sistema de medición remota de esta clase puede comprender un
concentrador situado, p. ej., en una subestación secundaria para
transformar el voltaje transportado por la red de distribución de
voltaje medio, p. ej., de 20 kV, en un voltaje bajo, p. ej. de 230
V. La subestación secundaria alimenta una red polifásica de bajo
voltaje con la cual se conecta una pluralidad de consumidores. Cada
consumidor tiene un contador de electricidad capaz de comunicarse
con el concentrador de la sección de red con la cual está
conectado. A fin de ayudar al concentrador para detectar la fase de
cableado de los contadores remotos conectados con su sección de red
de bajo voltaje, cada contador remoto, preferiblemente, comprende un
aparato retransmisor según la presente invención y/o un aparato
para detectar el cableado de fase de un voltaje de fase desconocida
arbitraria según la presente invención.
En lo que sigue, se describirán realizaciones
ventajosas de la presente invención, con referencia a los dibujos
adjuntos. La siguiente descripción sirve para ilustrar realizaciones
específicas de la presente invención que, sin embargo, no se
interpretarán como limitadoras de la presente invención.
La Fig. 1 muestra el bosquejo de un sistema para
detectar la fase de cableado de un voltaje de fase desconocida en
un sistema de distribución de energía eléctrica según la presente
invención;
La Fig. 2 muestra un diagrama temporal para
ilustrar el funcionamiento del sistema de detección de fase de
cableado mostrado en la Fig. 1, según una realización de la presente
invención;
La Fig. 3 muestra una realización de una señal
de sello temporal;
La Fig. 4 muestra una señal de mensaje que
comprende una señal de sello temporal y una porción de mensaje;
La Fig. 5 muestra un diagrama en bloques de un
nodo que forma parte del sistema mostrado en la Fig. 1;
La Fig. 6A muestra una realización de un
circuito para detectar sellos temporales en un voltaje de fase;
La Fig. 6B es un diagrama de temporización que
ilustra el funcionamiento del circuito mostrado en la Fig. 6A.
La Fig. 1 muestra el bosquejo de un sistema para
detectar la fase de cableado de un voltaje de fase desconocida en
un sistema de distribución de energía eléctrica según la presente
invención. En la Fig. 1, L indica una línea de energía polifásica
como parte de un sistema de distribución de energía eléctrica. La
línea L de energía polifásica en la Fig. 1 es una línea de energía
trifásica con tres fases indicadas como R, S y T, así como un
conductor neutral N. Entre dos cualesquiera de las tres fases R, S y
T hay un desplazamiento de fase de 120º, como es bien conocido para
los sistemas trifásicos de distribución de energía. PC, en la Fig.
1, indica capacitancias parasitarias de acoplamiento distribuido
entre las tres fases R, S y T de la línea L de energía
polifásica.
El número 1 de referencia indica un nodo
conectado con la línea L de energía en una primera ubicación. En la
realización de la Fig. 1, el nodo 1 está conectado con todas las
tres fases R, S y T, así como con el conductor neutral N de la
línea L de energía, a fin de poder inyectar y extraer señales de
comunicación de la línea de energía en, y desde, la línea L de
energía, aunque, debido al acoplamiento capacitivo parasitario entre
las tres fases, sería suficiente conectar el nodo 1 con menos de
tres fases. El nodo 1 utiliza una de las tres fases R, S y T como
fase de referencia. Cualquiera de las fases disponibles R, S y T
puede escogerse en el nodo 1 como una fase de referencia. Sin
ninguna pérdida de generalidad, puede suponerse que R indica la
fase de referencia en el sistema de detección de fase de cableado
mostrado en la Fig. 1.
Los números de referencia 2 y 3 en la Fig. 1
indican nodos retransmisores conectados con fases arbitrarias,
desconocidas a priori, de la línea L de energía polifásica. En el
ejemplo mostrado en la Fig. 1, el nodo retransmisor 2 está
conectado entre la fase T y el conductor neutral N, mientras que el
nodo retransmisor 3 está conectado entre la fase R y el conductor
neutral N. La fase de cableado de estos nodos retransmisores es
arbitraria en el sentido de que puede utilizarse cualquiera de las
fases disponibles de la línea L de energía, sin necesidad de saber
por anticipado con cuál de las fases está conectado el nodo. Debe
observarse que, aunque se muestra una línea de energía polifásica
en esta realización, la presente invención no está limitada a la
detección de fase de cableado para líneas de energía polifásica. En
el caso de una línea de energía unifásica, puede ser interesante
detectar el cableado inverso de un consumidor en una ubicación
remota. La presente invención también es aplicable a sistemas
unifásicos.
El número de referencia 4 indica un nodo
conectado con una fase arbitraria desconocida de la línea L de
energía polifásica. El nodo 4 puede ser cualquier clase de aparato
o circuito para el cual tiene interés la información de con cuál de
las tres fases R, S y T está conectado. Como ejemplo, el nodo 4
puede ser un contador de electricidad unifásica o polifásica para
el cual se desea detectar su(s) fase(s) de cableado
con respecto a la fase R de referencia, p. ej., a fin de poder
detectar errores o fraude en la forma en que el contador está
conectado con la línea L de energía polifásica, y/o a fin de
emplear el contador remoto 4 como un nodo en aplicaciones de
comunicación por línea de energía, como la medición remota de
electricidad de manera optimizada.
En la realización mostrada en la Fig. 1, no hay
ninguna necesidad de un canal de comunicación directa entre la
ubicación de referencia del nodo 1 y la ubicación remota del nodo 4
cuya fase de cableado ha de detectarse. A fin de poder realizar
esta detección, los nodos 2 y 3 actúan como relés. El funcionamiento
de este sistema de la Fig. 1 se explicará en lo que sigue, con
referencia a la Fig. 2.
La Fig. 2 muestra un diagrama temporal para
ilustrar el funcionamiento del sistema de detección de fase de
cableado mostrado en la Fig. 1 según una realización de la presente
invención.
La porción superior de la Fig. 2 muestra los
tres voltajes R, S y T de fase a lo largo del tiempo. Según se
muestra, los tres voltajes de fase son ondas con signo, estando el
voltaje S de fase 120º por detrás del voltaje R de fase, y estando
el voltaje T de fase 120º por detrás del voltaje S de fase y, por
ello, 120º por delante del voltaje R de fase. Cada uno de los tres
voltajes de fase tiene dos cruces nulos por ciclo, es decir, un
cruce nulo por ciclo con una pendiente especificada. En el diagrama
de la Fig. 2, los cruces nulos con una pendiente positiva se
indican como R+, S+ y T+, respectivamente, mientras que los cruces
nulos con una pendiente negativa se indican con R-, S- y T-,
respectivamente. En la realización mostrada, los cruces nulos con
una pendiente positiva en los respectivos voltajes R, S y T de fase
se han escogido para que sirvan como puntos de referencia de los
respectivos voltajes de fase. En la Fig. 2, el eje horizontal t
indica el eje del tiempo, mientras que las líneas discontinuas en
la dirección vertical Y en la Fig. 2 correlacionan diversos sucesos
mostrados en la Fig. 2 con ciertos puntos de los voltajes R, S y T
de fase, como se explicará en detalle en lo que sigue. Las flechas
A y B en la Fig. 2 indican que, por razones de espacio en la hoja de
ilustración, el eje del tiempo ha sido trazado en tres porciones,
una sobre la otra. Los dos puntos conectados por la flecha A son
efectivamente coincidentes en el eje del tiempo. Lo mismo vale para
los dos puntos conectados por el error B. P indica el periodo de
voltaje alternado en los tres voltajes R, S y T de fase, que es de
20 ms en el caso de un sistema de 50 Hz. Los números 1 a 4 en la
porción derecha de la Fig. 2 se refieren a los nodos 1 a 4 en la
Fig. 1, para indicar la ubicación donde tienen lugar los respectivos
sucesos ilustrados en la Fig. 2.
A fin de efectuar la detección de la fase de
cableado del nodo 4 en la Fig. 2, el nodo 1 conectado con la fase R
de referencia envía un mensaje S1 con un sello temporal TS en el
mismo, que coincide esencialmente con un cruce nulo R+ de la fase R
de referencia. La realización mostrada en la Fig. 1 utiliza la
comunicación por línea de energía para transmitir este sello
temporal TS en el mensaje S1 del nodo 1 al nodo retransmisor 2. El
nodo retransmisor 2 recibe el mensaje S1 con el sello temporal TS y
mide un intervalo temporal, indicado con T1 en la Fig. 2, entre el
sello temporal TS recibido en el mensaje S1 y la ocurrencia de un
punto T+ de referencia en el voltaje T de fase arbitraria con el
cual está conectado el nodo 2. El nodo 2 toma entonces el intervalo
temporal T1 medido para generar un mensaje M1(T1) que
contiene la información acerca de una relación de fase entre la
señal TS de sello temporal recibida en el mensaje S1 y la fase de
cableado del nodo 2. El nodo 2 genera un mensaje S2 que contiene
una señal TS de sello temporal coincidente con la ocurrencia de otro
punto T+ de referencia en el voltaje de fase de la fase T de
cableado del nodo 2. El mensaje S2 generado y transmitido por el
nodo 2 mediante la línea L de energía comprende adicionalmente el
mensaje M1(T1) de información de relación de fase.
El mensaje S2 es recibido en el nodo
retransmisor 3, y el nodo retransmisor 3 mide entonces un intervalo
temporal, indicado con T2 en la Fig. 2, entre el sello temporal TS
recibido en el mensaje S2 desde el nodo 2, y la ocurrencia de un
punto R+ de referencia en el voltaje de fase con el cual está
conectado el nodo 3. En este ejemplo, el intervalo temporal T2
abarca desde T+ a R+.
En el nodo 3, la información M1(T1) de
relación de fase contenida en el mensaje S2 y el intervalo temporal
T2 medido se combinan adecuadamente para obtener información
combinada de relación de fase, como se ejemplificará en más detalle
más adelante. El nodo 3 genera entonces un mensaje S3 que comprende
un sello temporal TS, así como la información combinada
M2(T1+T2) de relación de fase. Este mensaje S3 es transmitido
por el nodo 3 mediante la línea L de energía, con una temporización
tal que el sello temporal TS coincida con un subsiguiente punto R+
de referencia en el voltaje R de fase con el cual está conectado el
nodo 3 en la realización mostrada.
En el nodo 4, se recibe el mensaje S3 que
contiene el sello temporal TS, y el nodo 4 mide un intervalo
temporal, indicado como T3 en la Fig. 2, entre el sello temporal TS
en el mensaje S3 y un punto S+ de referencia en el voltaje S de
fase con el cual está conectado el nodo 4. La información combinada
M2(T1 + T2) de relación de fase en el mensaje S2 y el
intervalo temporal T3 son suficientes para que el nodo 4 determine
su fase de cableado con respecto a la fase de cableado del nodo 1
de referencia. El nodo 4 puede determinar su fase de cableado
relativo combinando la información M2(T1 + T2) de relación de
fase en el mensaje recibido S3 y el intervalo temporal T3 medido.
El nodo 4 puede generar entonces un mensaje S4 de retorno que
contiene un mensaje M3(T1 + T2 + T3) con la información de
relación de fase combinada de esta manera. Este mensaje S4 puede
retransmitirse mediante los nodos 3 y 2 de vuelta al nodo 1, para
informar al nodo 1 acerca de la fase de cableado del nodo 4.
En la realización mostrada, la información de
relación de fase obtenida para medir los respectivos intervalos
temporales T1, T2 y T3 se expresa, preferiblemente, en términos de
un entero obtenido asociando el intervalo temporal medido T1, T2 y
T3, respectivamente, con uno entre N enteros, siendo N el número de
posibilidades de fase de cableado a distinguir en la detección de
la fase de cableado. Esta operación de asociación corresponde a
dividir el intervalo temporal medido entre P / N. En la realización
mostrada en la Fig. 2, se consideran tres posibilidades de fase de
cableado, tales que N = 3. En consecuencia, en el ejemplo ilustrado
T1 se asocia al 2 (dos), T2 se asocia al 1 (uno) y T3 se asocia al
1 (uno). Los enteros obtenidos por esta operación de asociación son
una representación adecuada de la información de relación de fase.
La combinación de la información de relación de fase puede tener
lugar, ventajosamente, sumando simplemente estos enteros y, muy
preferiblemente, por medio de una suma en módulo N. En la
realización mostrada en la Fig. 3 esto llevará al siguiente
resultado: El mensaje M1(T1) llevará el entero 2. La
información combinada de relación de fase llevada en el mensaje
M2(T1 + T2) es 2 + 1 mod 3 = 0, lo que indica que el nodo 3
está conectado con la misma fase de cableado que la fase de
referencia. La operación 0 + 1 mod 3 realizada en el nodo 4 revelará
entonces que el nodo 4 está una fase por detrás de la fase de
referencia, es decir, el nodo 4 está conectado con el voltaje S de
fase. En consecuencia, el mensaje M3 transmitido de vuelta al nodo
1 de referencia contiene simplemente el entero 1.
Debe observarse que, si bien la representación
entera de la información de relación de fase recién descrita es una
implementación especialmente ventajosa en términos de complejidad de
cálculo, hay, por supuesto, otras posibilidades para representar la
información de relación de fase obtenida de la medición de los
intervalos temporales T1, T2 y T3. Otras representaciones
incluirían los intervalos temporales explícitos en términos de
segundos o en términos de ángulos de fase, o cualquier otra
representación adecuada. La realización ejemplar en la Fig. 3
distingue entre tres fases R, S y T de cableado. Si han de
considerarse cableados de fase inversos como posibilidades
adicionales de cableado, entonces esto tendrá como resultado seis
fases distintas, es decir, N = 6. En este caso, los puntos de
referencia de los voltajes de fase inversa (no mostrados en la
figura) coincidirán con los puntos R-, S- y T- mostrados en la Fig.
2.
En la realización de la Fig. 2, las porciones
M1, M2 y M3 de mensaje, y el sello temporal TS, se integran,
respectivamente, en un único mensaje S1, S2, S3 y S4.
Alternativamente, sería posible transmitir la señal TS de sello
temporal y la porción M1 de mensaje asociada en mensajes distintos,
sin que haya ninguna necesidad de transmitir las porciones M1 a M3
de mensaje con una temporización específica.
El mensaje S1 mostrado en la Fig. 2 no comprende
una porción de mensaje, porque este mensaje ha sido generado por el
nodo de referencia y no necesita llevar ninguna información
adicional de relación de fase. No obstante, a fin de obtener un
protocolo de comunicación unificado, puede ser ventajoso
proporcionar también el mensaje S1 con una porción de mensaje que
puede contener información falsa. El mensaje S4 se muestra en la
Fig. 2 sin una señal de sello temporal, porque este mensaje sirve
para devolver la información combinada de relación de fase,
obtenida en el nodo 4, al nodo 1 de referencia, para lo cual no se
requiere una temporización específica. No obstante, nuevamente en
pro de un protocolo de comunicación unificado, puede ser ventajoso
construir el mensaje S4 con un sello temporal similar al de los
otros mensajes, y transmitir el mensaje S4 de forma tal que su
sello temporal coincida con un punto de referencia en la fase de
cableado del nodo S4.
La Fig. 3 muestra una realización de una señal
de sello temporal. La señal mostrada en la Fig. 3 consiste en la
porción primera 31 y una segunda porción 32. La primera porción 31
comprende un patrón de señales alternadas en una frecuencia
específica. La porción 32 comprende un patrón de señales a la misma
frecuencia especificada, sin embargo, con una fase inversa con
respecto a la fase del patrón 31 de señales. La discontinuidad de
fase entre la primera porción 31 y la segunda porción 32 constituye
el sello temporal TS.
La Fig. 4 muestra una realización de una señal
de mensaje que integra una señal de sello temporal y una porción de
mensaje. En la Fig. 4, los números 31 y 32 de referencia indican las
secciones de señal descritas anteriormente con referencia a la Fig.
3. TS indica un sello temporal en forma de una discontinuidad de
fase entre las porciones 31 y 32 de señal. Las dos porciones 31 y
32 de señal constituyen una cabecera H que es útil para establecer
la sincronización de bits. El carácter F de referencia en la Fig. 4
indica un campo de mensaje. El campo F de mensaje puede comprender
una pluralidad de subcampos N1, N2, ..., Ni de mensaje.
Ventajosamente, los mensajes S1 a S4 mostrados en la Fig. 2 se
estructuran de acuerdo a la realización de la Fig. 4. Cada uno de
los campos N1 a Ni de mensaje comprende información de relación de
fase, según lo descrito con relación a la Fig. 2 y, además, la
dirección del nodo donde se ha obtenido esta información de relación
de fase, según lo descrito anteriormente, es decir, combinando
información de relación de fase recibida y un intervalo temporal
medido. Ventajosamente, cada nodo que recibe información de
relación de fase y combina la información de relación de fase
recibida con información obtenida de la medición de un intervalo
temporal entre el sello temporal y un punto de referencia en su
fase de cableado, adosa la información de relación de fase
combinada, obtenida de esta manera, junto con su propia dirección
de nodo, al mensaje que retransmite al siguiente nodo. De esta
manera, el mensaje S4 en la Fig. 2, desde el nodo 4 hacia el nodo 1
en la Fig. 1, comprende información de relación de fase que permite
al nodo 1 obtener la fase de cableado de todos los nodos implicados
en la detección de la fase de cableado del nodo 4.
La Fig. 5 muestra un diagrama en bloques de un
nodo que forma parte del sistema mostrado en la Fig. 1. En la Fig.
5 los caracteres R, S, T y N de referencia indican las tres fases y
el conductor neutral, respectivamente, de la línea L de energía,
según lo explicado anteriormente. El nodo mostrado puede conectarse
con una o con todas las tres fases. TR indica un circuito
transceptor para establecer la comunicación por línea de energía,
mediante la línea L de energía. CCT, CCS y CCR indican condensadores
de acoplamiento, que permiten que el circuito transceptor TR
transmita y reciba señales de comunicación por línea de energía
desde aquellas fases de la línea L de energía con las cuales esté
conectado el nodo. Por supuesto, pueden emplearse, alternativamente,
medios de acoplamiento inductivo con este fin, por ejemplo,
transformadores de acoplamiento, como es bien conocido en tal caso.
Las señales de comunicación por línea de energía pueden inyectarse
en, y extraerse de, sólo un conductor, o bien en/de varios de, o
todos, los conductores de la línea de energía, con una interfaz de
usuario distinta del transceptor en cada fase, o con una única
interfaz de usuario de transceptor para todas las líneas en
paralelo. ZD indica un detector de punto de referencia, por ejemplo,
un circuito detector de cruces nulos que está conectado para
detectar cruces nulos en una fase específica de las tres fases R, S
y T con las cuales está conectado el nodo mostrado en la Fig. 5. La
fase especificada es aquella fase del nodo cuyo cableado ha de
detectarse. MC indica un circuito microcontrolador. MEM indica una
sección de memoria, y TM indica un circuito temporizador. IF indica
un circuito de interfaz para servir de interfaz del nodo mostrado
en la Fig. 5 con otros circuitos no mostrados en la Figura, p. ej.,
circuitos para medir el consumo de electricidad o para llevar a
cabo cualquier otra función no directamente relacionada con los
principios de la presente invención. B indica un bus para
intercambiar datos e información de direcciones entre la unidad
microcontroladora MC, la sección MEM de memoria, el circuito
transceptor TR, el detector ZD de cruces nulos, el temporizador TM
y el circuito IF de interfaz. IRQ indica una línea de solicitud de
interrupción, para notificar a la unidad microcontroladora MC las
interrupciones generadas, respectivamente, por el circuito
transceptor TR y el circuito ZD detector de cruces nulos, como se
explicará en lo que sigue.
El nodo mostrado en la Fig. 5 funciona bajo
control de software, de acuerdo a datos de programa almacenados en
la sección MEM de memoria, para efectuar operaciones, según lo
descrito anteriormente con referencia a la Fig. 2. Si el nodo de la
Fig. 5 está controlado para actuar como el nodo 1 en la ubicación de
referencia, aquella fase con la cual está conectada la entrada EN1
del detector ZD de cruces nulos será la fase de referencia para
efectuar la detección de la fase de cableado, es decir, la fase R en
la Fig. 5. Toda vez que el detector ZD de cruces nulos detecte un
cruce nulo con pendiente positiva, ZD genera una solicitud de
interrupción por la línea IRQ para el microcontrolador MC, y coloca
información en el bus B en cuanto a que ha tenido lugar un cruce
nulo con una pendiente específica. En respuesta a la solicitud de
interrupción, el microcontrolador leerá información del bus B con
respecto a la fuente de la interrupción, e instruirá luego al
circuito transceptor TR para colocar un patrón predeterminado de
señales en la línea L de energía que contiene un sello temporal, p.
ej., según lo explicado anteriormente con relación a la Fig. 3 o la
Fig. 4. El nodo en la ubicación 1 de referencia, preferiblemente,
también transmite un mensaje que contiene una dirección del nodo
remoto 4 cuyo cableado de fase ha de detectarse. Ventajosamente,
cada mensaje transmitido por un nodo contiene no sólo la dirección
del nodo remoto, sino también una lista de direcciones de todos los
nodos implicados en la detección de la fase de cableado del nodo
remoto 4, así como un campo de puntero de dirección que contiene la
dirección del respectivo nodo siguiente al cual ha de dirigirse el
mensaje. Cada nodo contenido en la lista actualiza el campo del
puntero de dirección según las entradas en la lista de direcciones
de nodo, para lograr que los mensajes de retransmisión sigan una
secuencia de nodos definida en la lista de direcciones de nodos.
El circuito transceptor TR escuchará la
comunicación por la línea L de energía. Toda vez que el circuito
transceptor TR reciba un mensaje dirigido a su propio nodo,
realizará las necesarias etapas de demodulación y descodificación,
informará al microcontrolador MC acerca de la recepción de un nuevo
mensaje y colocará los datos recibidos en el bus B. Si el
microcontrolador MC identifica el mensaje como un mensaje S4 de
retorno desde un nodo remoto cuyo cableado de fase ha de
detectarse, el microcontrolador MC evaluará la información contenida
en el mensaje recibido según las operaciones descritas
anteriormente, a fin de obtener el cableado de fase del nodo remoto,
y almacenará el resultado en la sección MEM de memoria.
Si el nodo mostrado en la Fig. 5 recibe un
mensaje de detección de fase de cableado, el circuito transceptor
TR recibe tal mensaje, informa al microcontrolador MC, mediante una
solicitud de interrupción, del mensaje recibido y coloca su
contenido en el bus B de datos como antes. El microcontrolador MC
evalúa la dirección y el contenido del mensaje para determinar si
el mensaje ha de retransmitirse a otro nodo. Si es así, entonces
instruye al temporizador TM para comenzar una operación de medición
temporal. En caso de ocurrencia de un punto de referencia en la
fase con la cual está conectado el circuito detector de cruces nulos
del nodo, se genera una solicitud adicional de interrupción para el
microcontrolador, esta vez por parte del detector de cruces nulos
y, en respuesta a esta solicitud de interrupción, el
microcontrolador detendrá entonces la operación de medición
temporal del circuito temporizador TM y procesará adecuadamente los
datos concernientes al intervalo temporal medido por el circuito
temporizador TM según los principios anteriormente descritos. La
información temporal así obtenida, y la información de relación de
fase extraída del mensaje recibido, son combinadas luego, bajo
control de programa, por el microcontrolador MC, y un nuevo mensaje
es ensamblado por el microcontrolador MC, que contiene la
resultante información combinada de relación de fase. Este mensaje
se pone a disposición del circuito transceptor TR a través del bus
B de datos. En caso de ocurrencia de un punto de referencia
adicional en la fase con la cual está conectado el detector ZD de
cruces nulos, el microcontrolador MC instruye entonces al circuito
transceptor TR para generar y transmitir un mensaje que contiene un
sello temporal y la información combinada de relación de fase, así
como la dirección de aquel nodo cuya fase de cableado ha de
detectarse, donde dicha dirección estaba contenida en el mensaje
previamente recibido. Ventajosamente, según lo explicado
anteriormente, el mensaje también contiene dicha lista de
direcciones de dicho campo de puntero de dirección, que fue
actualizado por el nodo para indicar la dirección del siguiente nodo
para el mensaje.
Por otra parte, si el microcontrolador
determina, a partir de la dirección y el contenido de un mensaje
recibido, que contiene una solicitud de detección de fase de
cableado que afecta a su propio nodo, el microcontrolador MC extrae
la información de relación de fase contenida en el mensaje recibido
y mide el tiempo entre el sello temporal en el mensaje recibido y
la ocurrencia de un punto de referencia en la fase con la cual está
conectado el detector ZD de cruces nulos, según los mismos
principios anteriormente descritos, utilizando el circuito
temporizador TM. El resultado de esta medición de intervalo temporal
es combinado luego por el microcontrolador MC con la información de
relación de fase en el mensaje recibido. La información combinada de
relación de fase así obtenida es incluida luego por el
microcontrolador en un mensaje de retorno generado por el circuito
transceptor TR para informar al nodo de referencia acerca del
cableado de fase del nodo actual con respecto a la fase de
referencia del nodo solicitante.
Según la realización mostrada en la Fig. 5, cada
uno de los nodos 1 a 4 tiene esencialmente la misma configuración,
y funciona bajo control de software, en virtud de un
microcontrolador, según el contenido del mensaje que ha recibido.
Al menos un nodo está adaptado para generar un mensaje de solicitud
de detección de fase de cableado, dirigido a un nodo remoto
específico, según lo descrito. Cualquier nodo implicado en el
proceso de retransmisión que reciba un mensaje de solicitud de
detección de fase de cableado, no para sí mismo, sino para un nodo
distinto, tomará el mensaje recibido y efectuará una operación de
retransmisión según lo anteriormente descrito. Un nodo que recibe
un mensaje de solicitud de detección de fase de cableado para sí
mismo llevará a cabo las operaciones según lo descrito, para
devolver un mensaje al nodo solicitante, donde se originó el mensaje
de solicitud de detección de fase de cableado, a fin de informar a
ese nodo acerca de su propia fase de cableado con respecto a la
fase de cableado del nodo
solicitante.
solicitante.
Cuando un cruce nulo dispara la generación de
una señal de sello temporal, puede tener lugar un desplazamiento
temporal entre el cruce nulo y el sello temporal. Este
desplazamiento puede deberse a una cabecera que precede al sello
temporal efectivo, como se muestra, por ejemplo, en la Fig. 3, y / o
a una velocidad de procesamiento limitada del microcontrolador MC.
El efecto de esto es que el sello temporal y el cruce nulo asociado
no coinciden perfectamente. Si el número de posibilidades de
cableado de fase es bajo (p. ej., N = 3), este desplazamiento puede
ser despreciable. Una solución sencilla para compensar el retardo
entre el cruce nulo y el sello temporal asociado es sumar a cada
intervalo temporal medido el desplazamiento conocido.
La Fig. 6A muestra una realización de un
circuito detector de sellos temporales, para detectar una señal de
sello temporal mostrada en la Fig. 3. El circuito detector de sellos
temporales de la Fig. 6A puede ser parte del circuito transceptor
TR en la Fig. 5. En la Fig. 6A, EN2 indica la entrada del circuito
detector de sellos temporales. Esta entrada está conectada para
recibir una señal de entrada desde el receptor y demodulador (no
mostrados) del circuito transceptor TR en la Fig. 5. R1 y R2 indican
dos resistores conectados para constituir un divisor de voltaje. A
indica un amplificador operativo o comparador, cuya entrada positiva
está conectada con la salida del divisor R1, R2 de voltaje, y cuya
entrada negativa está conectada con tierra. C1 y R3 indican un
condensador y un resistor, respectivamente, que están conectados
para diferenciar una señal de salida en la salida negativa del
amplificador operativo A. De manera similar, C2 y R4 indican un
diferenciador que está conectado para diferenciar una señal de
salida en la salida positiva del amplificador A. D1 indica un diodo
conectado en paralelo con el resistor R3, de forma tal que el cátodo
de este diodo esté conectado con el condensador C1, mientras que el
ánodo está conectado a tierra. D3 indica un diodo que está conectado
en paralelo al resistor R4, de forma tal que el cátodo del diodo D3
esté conectado con el condensador C2, mientras que el ánodo del
diodo D3 está conectado a tierra. El cátodo del diodo D1 está
conectado con el resistor R5 a través de un diodo D2 adicional. El
cátodo del diodo D3 está conectado al mismo nodo del resistor R5, a
través de un diodo D4. Este nodo del resistor R5 está conectado con
la entrada de un monoflop MF reactivable. La otra salida del
resistor R5 está conectada a tierra. La salida de este monoflop
constituye la salida SAL del circuito detector de sellos
temporales. El monoflop reactivable tiene un periodo temporal de
alrededor de 1,5 veces la duración entre dos bordes consecutivos
regulares de la sección 31 de señal mostrada en la Fig. 4.
La Fig. 6B ilustra el funcionamiento del
detector de sellos temporales de la Fig. 6A. El diagrama superior
en la Fig. 6B muestra la onda del voltaje en la entrada EN2 del
detector de sellos temporales. El amplificador operativo A
convierte esta señal de entrada en señales digitales complementarias
en sus salidas positivas y negativas. El diferenciador y la
subsiguiente red de diodos conectada con las respectivas salidas
realzan sólo los bordes positivos en las señales de salida de las
respectivas salidas. Estas señales diferenciadas y rectificadas se
combinan en el resistor R5, lo que lleva a una señal de salida por
el resistor R5, como se muestra en el medio de la Fig. 6B. La señal
por el resistor R5 activa el monoflop reactivable, que mantendrá su
estado activado mientras los pulsos por R5 estén regularmente
separados, según se muestra. En cuanto tenga lugar el sello
temporal, es decir, la inversión de fase en la señal en la entrada
EN2, faltará un pulso por R5, de forma tal que el monoflop MF
retornará al estado de reinicio y generará así una señal de
detección en la salida SAL. A fin de evitar pulsos de salida
espurios en la salida SAL, es preferible enmascarar la señal de
salida en SAL por medio de una compuerta AND con una señal de
control que indique un estado bloqueado al detectar el preámbulo 31
de la señal de sello temporal.
Las implementaciones alternativas de un circuito
detector de sellos temporales pueden basarse en la integración de
la señal en la entrada EN2 y la comparación de la señal integrada
con un umbral que se alcanzará cuando la duración de un segmento de
señal de amplitud constante sea más larga de lo normal, es decir,
cuando ocurra la inversión de fase. Otras alternativas para
detectar la señal de sello temporal según la realización de la Fig.
3 pueden adoptar un detector de patrones de señales digitales, o
cualquier otro circuito adecuado conocido per se.
El detector ZD de cruces nulos puede
implementarse en una gran variedad de formas, bien conocidas como
tales. Una implementación adecuada del detector ZD de cruces nulos
comprende un circuito con un comparador, un diferenciador y un
rectificador conectado con su salida; esencialmente similar a la red
de condensador, resistor y diodo conectada con una de las dos
salidas del comparador A mostrado en la Fig. 6A.
La presente invención no se limita a los
mecanismos específicos de detección de relación de fase descritos
en el presente documento. Una persona versada en la tecnología
apreciará que cualquier mecanismo de detección de relación de fase
que proporcione información de relación de fase entre dos
ubicaciones consecutivas puede emplearse en la detección de la fase
de cableado según la presente invención. La invención no se limita a
la señal de sello temporal descrita en el presente documento, o a
un circuito específico de detección de sellos temporales. Debe
subrayarse que los circuitos y señales mostrados sirven meramente a
fin de ilustrar realizaciones particulares de la presente
invención. Los signos de referencia en las reivindicaciones sirven
para aumentar su inteligibilidad. No deben interpretarse como
limitadores de las reivindicaciones.
Claims (28)
1. Un procedimiento para detectar la fase (R; S;
T) de cableado en una ubicación remota con respecto a una fase (R)
de cableado de referencia en una ubicación de referencia en un
sistema de distribución de energía eléctrica con una línea de
energía con un cableado (R, S, T, N) unifásico o polifásico,
comprendiendo el procedimiento las etapas de:
- -
- conectar al menos una ubicación retransmisora con una fase de cableado de dicha línea de energía polifásica en una ubicación entre dicha ubicación de referencia y dicha ubicación remota,
- -
- detectar una primera relación de fase entre la tensión de fase de cableado de referencia en la ubicación (1) de referencia y la tensión de fase de cableado en una dicha ubicación retransmisora (2);
- -
- transmitir desde dicha ubicación retransmisora dicha primera relación de fase detectada hacia dicha ubicación remota;
- -
- detectar una segunda relación de fase entre una tensión de fase de cableado en una dicha ubicación retransmisora y una tensión de fase de cableado en dicha ubicación remota; y
- -
- determinar la fase de cableado de dicha ubicación remota con respecto a la fase de cableado en dicha ubicación de referencia, sobre la base de dicha primera relación de fase y dicha segunda relación de fase.
\vskip1.000000\baselineskip
2. El procedimiento según la reivindicación 1,
en el cual dicha etapa de detectar una primera relación de fase
comprende
- -
- transmitir desde dicha ubicación (1) de referencia una primera señal (S1, TS) de sello temporal cuando ocurre un primer punto (R+) de referencia en dicho voltaje (R) de fase de cableado de referencia;
- -
- recibir en dicha ubicación retransmisora (2) dicha primera señal (S1, TS) de sello temporal;
- -
- medir un primer intervalo temporal (T1) entre la ocurrencia de dicha primera señal (S1, TS) de sello temporal y la ocurrencia de un punto (T+) de referencia en una tensión (T) de fase de cableado en dicha ubicación retransmisora, a fin de obtener dicha primera relación (M1) de fase entre dicho voltaje (R) de fase de cableado de referencia y dicha tensión (T) de fase de cableado.
\vskip1.000000\baselineskip
3. El procedimiento según la reivindicación 1 o
2, en el cual dicha etapa de detectar una segunda relación de fase
comprende
- -
- transmitir desde dicha ubicación retransmisora una señal (S2, TS) de sello temporal de retransmisión cuando ocurre un punto (T+) de referencia en dicha tensión (T) de fase de cableado de dicha ubicación retransmisora (2);
- -
- recibir en dicha ubicación remota dicha señal (S2, TS) de sello temporal de retransmisión; y
- -
- medir en dicha ubicación remota el intervalo temporal entre la ocurrencia de dicha señal de sello temporal de retransmisión y la ocurrencia de un punto de referencia en una tensión de fase de cableado de dicha ubicación remota.
\vskip1.000000\baselineskip
4. El procedimiento según cualquier
reivindicación precedente, que comprende la generación por dicha
ubicación remota de un mensaje (S4) de retorno para comunicar su
fase de cableado a la ubicación (1) de referencia.
5. El procedimiento según una cualquiera de las
reivindicaciones 2 a 4, en el cual dichos puntos de referencia son
cruces nulos de los respectivos voltajes (R; S; T) de fase.
6. El procedimiento según la reivindicación 5,
en el cual dichos puntos de referencia son cruces nulos de dichos
respectivas tensiones (R; S; T) de fase con una pendiente (R+; S+;
T+) de signo especificado.
7. El procedimiento según una cualquiera de las
reivindicaciones 2 a 6, en el cual dicha señal (TS) de sello
temporal es corta en comparación con el periodo de tensión de fase
dividido entre el número de posibilidades de fase de cableado a
distinguir.
8. El procedimiento según una cualquiera de las
reivindicaciones precedentes 2 a 7, en el cual dicha señal de sello
temporal es un patrón (A, B) repetitivo de señal que comprende una
discontinuidad (TS) de fase y/o una discontinuidad de amplitud y/o
una discontinuidad de frecuencia.
9. El procedimiento según una cualquiera de las
reivindicaciones 2 a 8, en el cual dichas señales (TS) de sello
temporal se transmiten mediante dicha línea (R, S, T, N) de energía,
por inyección en uno o más conductores de dicha línea (L) de
energía, mediante acoplamiento capacitivo (CCR, CCS, CCT) o
inductivo.
10. El procedimiento según la reivindicación 9,
en el cual dichas señales (TS) de sello temporal se inyectan en
aquel voltaje (R; S, T) de fase de la línea (L) de energía para el
cual la señal (TS) de sello temporal inyectada indica la ocurrencia
de un punto (R+; S+; T+) de referencia.
11. El procedimiento según una cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 9, en el cual dicha información de relación de
fase se transmite a través de canales de comunicación por radio o
cable óptico entre dichas ubicaciones.
12. El procedimiento según una cualquiera de las
reivindicaciones precedentes, en el cual dicha etapa de transmitir
dicha primera relación de fase hacia dicha ubicación remota
comprende:
- -
- generar un mensaje (S2) de retransmisión que comprende dicha primera información (M1) de relación de fase y transmitir, desde dicha ubicación retransmisora, dicho mensaje (S2) de retransmisión mediante dicha línea (R, S, T, N) de energía, o mediante cable óptico, o mediante canales de comunicación por radio.
\vskip1.000000\baselineskip
13. El procedimiento según la reivindicación 12,
que comprende las etapas de
- -
- recibir dicho mensaje (S2, M1) de retransmisión en una ubicación retransmisora (3) adicional, dispuesta entre dicha ubicación retransmisora (2) y dicha ubicación remota;
- -
- detectar una relación de fase adicional entre la tensión (T) de fase de cableado en dicha ubicación retransmisora (2) y la tensión (R) de fase de cableado en dicha ubicación retransmisora (3) adicional; y
- -
- combinar (M2) la información de relación de fase adicional y la información de relación de fase comprendida en dicho mensaje de retransmisión.
\vskip1.000000\baselineskip
14. El procedimiento según la reivindicación 13,
que comprende la operación de
- -
- generar un mensaje (S3) de retransmisión adicional, que comprende una combinación (M2) de toda la información de relación de fase previamente obtenida, y transmitir dicho mensaje (S3) de retransmisión adicional hacia dicha ubicación remota.
\vskip1.000000\baselineskip
15. El procedimiento según la reivindicación 13
o 14, en el cual cada información de relación de fase comprende un
respectivo valor de ángulo de fase, y dicha información de relación
de fase y dicha información adicional de relación de fase se
combinan por medio de la suma en módulo de los respectivos valores
de ángulos de fase.
16. El procedimiento según una cualquiera de las
reivindicaciones 12 a 15, en el cual un mensaje (S2 a S4)
mencionado comprende un campo (A, B) de sello temporal que contiene
una señal (TS) de sello temporal y un campo (F) de información que
contiene dicha información (M1, M2, M3) de relación de fase.
17. El procedimiento según la reivindicación 16,
en el cual dicho campo (A) de sello temporal actúa como una
cabecera (H) para el campo (F) de información, a fin de establecer
la sincronización de bits.
18. El procedimiento según la reivindicación 16,
en el cual dicho campo (F) de información lleva una señal (DTMF) de
función múltiple de tono dual, que contiene dicha información (M1,
M2, M3) de relación de fase.
19. El procedimiento según una cualquiera de las
reivindicaciones 12 a 18, en el cual cada mensaje (S1 a S4)
comprende información que identifica a su remitente (1; 2; 3;
4).
20. El procedimiento según la reivindicación 19,
en el cual cada señal (TS) de sello temporal y/o cada mensaje (S1 a
S4) comprende una lista de nodos (N1, ..., Ni) que han retransmitido
previamente la señal de sello temporal.
21. Un aparato relé (1, 2, 3) para detectar la
fase (R; S; T) de cableado en una ubicación remota con respecto a
una tensión (R) de fase de cableado de referencia de una ubicación
(1) de referencia en un sistema de distribución de energía
eléctrica con una línea (L) de energía con un cableado unifásico o
polifásico, que comprende:
- -
- un circuito (TM) para detectar una primera relación de fase entre la fase de cableado en la ubicación (1) de referencia y la fase de cableado en una ubicación retransmisora (2); y
- -
- un circuito adaptado para comunicarse con dicha ubicación remota al detectar una segunda relación de fase entre una tensión de fase de cableado en dicha ubicación retransmisora y un voltaje de fase de cableado en dicha ubicación remota;
caracterizado por
- -
- un circuito para transmitir dicha primera relación de fase detectada hacia dicha ubicación remota.
\vskip1.000000\baselineskip
22. El aparato según la reivindicación 21, en el
cual dicho circuito (TM) para detectar una primera relación de fase
entre la fase de cableado en la ubicación (1) de referencia y la
fase de cableado en una ubicación retransmisora (2) comprende
- -
- un circuito (TM) para recibir una primera señal (TS) de sello temporal; y
- -
- un circuito (TM) para medir un intervalo temporal (T1; T2; T3) entre la ocurrencia de dicha señal (TS) de sello temporal y la ocurrencia de un punto (T+; R+; S+) de referencia en el voltaje (T; R; S) de fase de cableado en dicha ubicación retransmisora (2), para obtener una relación de fase entre dicha fase de cableado en la ubicación (1) de referencia y dicha fase (T) de cableado en dicha ubicación retransmisora (2).
\vskip1.000000\baselineskip
23. El aparato según la reivindicación 22, en el
cual dicho circuito para transmitir dicha primera relación de fase
detectada hacia dicha ubicación remota comprende
- -
- un circuito (MC, TR) para generar y transmitir un mensaje (S2; S3) de retransmisión que comprende dicha primera información (M1; M2) de relación de fase.
\vskip1.000000\baselineskip
24. El aparato según la reivindicación 23, en el
cual dicho circuito adaptado para comunicarse con dicha ubicación
remota al detectar una segunda relación de fase comprende
- -
- un circuito (MC, TR) para generar y transmitir una señal (S2, TS; S3, TS) de sello temporal de retransmisión cuando ocurre un segundo punto (T+; R+) de referencia en dicho voltaje (T) de fase de cableado en la ubicación retransmisora.
\vskip1.000000\baselineskip
25. El aparato (2, 3) según una cualquiera de
las reivindicaciones 22 a 24, que comprende
- -
- un circuito (TR) para recibir información (M1) de relación de fase;
- -
- estando dicho circuito para transmitir dicha primera relación de fase detectada adaptado para combinar dicha primera relación de fase y dicha segunda relación de fase, y transmitir dicha fase combinada hacia dicha ubicación remota.
\vskip1.000000\baselineskip
26. El aparato según la reivindicación 25, en el
cual dicho circuito (MC) para generar un mensaje (S3) de
retransmisión está adaptado para combinar dicha información (M1) de
relación de fase recibida y dicha información (T2) de relación de
fase que indica una relación de fase entre dicha señal (TS) de sello
temporal y dicha tensión (T) de fase arbitraria, y para generar
dicho mensaje (S3) de retransmisión de forma tal que comprenda
dicha información combinada de relación de fase.
27. Un aparato (4) para detectar en una
ubicación remota el cableado de fase de una tensión (R; S; T) de
fase desconocida arbitraria con respecto a una tensión (R) de fase
de referencia en un sistema de distribución de energía eléctrica
con una línea (L) de energía unifásica o polifásica, en donde el
aparato está situado en la ubicación remota y comprende:
- -
- un circuito (TR) para recibir una señal (S3, TS) de sello temporal;
- -
- un circuito (TM) para medir un intervalo temporal (T3) entre la ocurrencia de dicha señal (S3, TS) de sello temporal y la ocurrencia de un punto (S+) de referencia en dicho voltaje (S) de fase de cableado desconocida arbitraria de dicha línea (2) de energía, a fin de obtener información de relación de fase que indique una relación de fase entre dicha señal (S3, TS) de sello temporal y dicho voltaje (S) de fase desconocida arbitraria;
caracterizado por
- -
- un circuito para recibir un mensaje (M2) de retransmisión que comprende información de relación de fase que indica una relación de fase entre dicha fase (R) de referencia y dicha señal (S3, TS) de sello temporal;
- -
- un circuito para combinar dicha información de relación de fase que indica una relación de fase entre dicha señal (S3, TS) de sello temporal y dicha tensión (S) de fase desconocida arbitraria, y dicha información de relación de fase recibida; y
- -
- un circuito para determinar el cableado de fase de dicha tensión (S) de fase arbitraria desconocida a partir de dicha información (M2, T3) combinada de relación de fase.
\vskip1.000000\baselineskip
28. Un contador remoto para medir remotamente el
consumo de suministros como la electricidad, el agua o el gas en un
sistema de distribución de suministros, que comprende un aparato
según cualquiera de las reivindicaciones 21 a 27.
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