ES2382323A1 - Metodo y sistema para identificar problemas de conexion a tierra en una red electrica. - Google Patents
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Abstract
Método y sistema para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica. Se revelan un sistema y un método para detectar y evaluar conexiones incorrectas de conexión a tierra/conectadas a tierra, en una red eléctrica. Un método ejemplar es detectar conexiones incorrectas a tierra en una red eléctrica con una pluralidad de dispositivos de monitorización acoplados a un conductor conectado a tierra y a uno de conexión a tierra. Desde la pluralidad de dispositivos de monitorización se reciben datos de la tensión entre el conductor conectado a tierra y el de conexión a tierra. La orientación espacial de los datos procedentes de la pluralidad de dispositivos de monitorización, se determina dentro de una jerarquía de la red eléctrica. Se comparan los datos de tensión recibidos, para determinar una conexión (o su ausencia) entre el conductor conectado a tierra y el de conexión a tierra.
Description
Método y sistema para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica.
La presente invención se refiere en general a
sistemas de monitorización de energía, y en concreto a un sistema y
un método para detectar automáticamente una unión incorrecta
conectado a tierra-de conexión a tierra
(N-G) en una red eléctrica.
Es un hecho muy comprobado que las deficiencias
en el cableado y en la conexión a tierra, pueden tener como
resultado muchas vulnerabilidades eléctricas potenciales. De hecho,
un estudio muy conocido del Electric Power Research Institute (EPRI,
instituto de investigación de la energía eléctrica) expuso, en la
década de los 90, que hasta el 80% de los problemas de calidad de la
energía están relacionados con cableado o conexión a tierra
deficientes. Debido a la frecuencia de los errores de cableado y al
potencial resultante de pérdida de vidas, propiedades, productos e
ingresos, es importante proporcionar a los usuarios de energía
eléctrica capacidades que les ayuden a determinar errores de
cableado no intencionados (e incluso intencionados) que de lo
contrario habrían pasado desapercibidos.
Existen varias funciones proporcionadas mediante
la conexión apropiada a tierra de un sistema eléctrico, algunas de
las cuales se han mencionado anteriormente. El National Electrical
Code (NEC, código eléctrico nacional) y/o las normativas eléctricas
locales, típicamente controlan los requisitos generales para la
conexión a tierra y la unión de instalaciones eléctricas. Algunos
requisitos específicos incluyen: 1) sistemas, circuitos y
equipamiento requerido, permitido o no permitido para conectar a
tierra; 2) conductor o conductores de circuitos a conectar a tierra
en sistemas conectados a tierra; 3) localización de contactos de
conexión a tierra; 4) tipos y tamaños de conductores y electrodos de
conexión a tierra y de unión; y 5) métodos de conexión a tierra y de
unión.
En última instancia, estas regulaciones están
concebidas para proporcionar directrices que faciliten la seguridad
del equipamiento y del personal. Otros objetivos de configuraciones
apropiadas de conexión a tierra, incluyen proporcionar un circuito
para disipar descargas eléctricas de alta energía, impedir recargas
estáticas, y establecer un punto de referencia de tensión
equipotencial para el sistema eléctrico. Hay otros estándares y
directrices importantes que tratan del cableado y la conexión a
tierra, además de los relativos a la seguridad, que se refieren al
equipamiento y al personal. El documento IEEE Emerald Book (IEEE
1100, Recommended Practice for Powering and Grounding Electronic
Equipment) describe métodos "para mejorar el rendimiento del
equipo desde el punto de vista de la excitación eléctrica y de la
conexión a tierra, manteniendo al mismo tiempo una instalación
segura tal como se prescribe por los requisitos de los reglamentos
eléctricos nacionales y locales".
Una circuito eficaz de conexión a tierra se
define por el NEC como "un circuito eléctricamente conductor,
construido intencionalmente, permanente, de baja impedancia,
diseñado y concebido para transportar corriente bajo condiciones de
fuga a tierra, desde el punto de vista de una fuga a tierra en un
sistema de cableado, a la fuente de alimentación eléctrica, y que
facilita el funcionamiento del dispositivo de protección contra
sobrecorriente o de detectores de fugas a tierra en sistemas de alta
impedancia conectados a tierra". Un aspecto clave de esta
definición es que se entiende que el circuito a tierra se utiliza
"bajo condiciones de fuga a tierra", y no durante el
funcionamiento en régimen estacionario. Una razón principal por la
que los circuitos a tierra no están previstos para proporcionar un
circuito de retorno para la corriente durante condiciones de régimen
estacionario, es que el equipamiento puede resultar inadvertidamente
excitado, representando una amenaza para la seguridad del personal.
Otra razón para evitar corrientes a tierra es el potencial de
introducir problemas de interferencia del equipamiento en el sistema
eléctrico.
El documento 2005 NEC Section
250.30(A)(1) establece que "deberá utilizarse un puente de
unión del sistema no empalmado compatible con 250.28(A) hasta
(D), que esté dimensionado en función de los conductores derivados
en fase, para conectar los conductores de conexión a tierra del
equipamiento del sistema derivado separadamente al conductor
conectado a tierra (neutro)". Esta conexión deberá realizarse en
cualquier punto simple en el sistema derivado separadamente, desde
la fuente hasta el primer medio de desconexión del sistema o
dispositivo de sobrecorriente, o deberá realizarse en la fuente de
un sistema derivado separadamente que no tenga medios de desconexión
o dispositivos de sobrecorriente. El NEC permite una sola unión
(contacto) neutro-a tierra en la entrada del
servicio o en cualquier sistema derivado separadamente.
La figura 1 ilustra en general un sistema
eléctrico 10 unido a tierra adecuadamente, que tiene una entrada 12
del servicio general, un equipo de conmutación principal 14, un
transformador reductor 16 y un panel 18. Hay dispuestos conductores
20 neutros (conectados a tierra) y conductores 22 de conexión a
tierra, para los componentes 12, 14, 16 y 18. La figura 1 ilustra un
"solo" punto de unión 24 entre los conductores 22 de conexión a
tierra y el conductor 20 conectado a tierra, en cada componente
derivado separadamente (uno en el equipo de conmutación principal 14
y el otro en el transformador reductor 16).
La figura 2 ilustra en general el sistema
eléctrico 10 de la figura 1, en un estado unido de forma incorrecta
(o "ilegal"). La figura 2 ilustra un "único" punto de
unión entre el conductor 22 de conexión a tierra y el conductor 20
conectado a tierra, para cada componente derivado separadamente, tal
como se ha explicado anteriormente en la figura 1, pero además tiene
una unión 26 entre el conductor 22 de conexión a tierra y los
conductores 20 conectados a tierra, en el panel 18. Esta unión 26
neutro-a tierra (N-G,
neutral-bond) adicional en el panel 18, permitirá a
la corriente circular en el conductor 22 de conexión a tierra
durante condiciones de régimen estacionario, creando tanto
condiciones eléctricas potencialmente peligrosas como problemas
operativos en el equipamiento.
Por lo tanto, lo que se necesita es un sistema
de detección para determinar automáticamente la presencia de
configuraciones incorrectas de conductor conectado a
tierra-de conexión a tierra, en una red eléctrica.
Además, se necesita un sistema para determinar automáticamente la
localización de configuraciones incorrectas de conductor conectado a
tierra-de conexión a tierra. También existe la
necesidad de un sistema que determine la ausencia de una unión
esperada conectado a tierra-de conexión a tierra, en
una red eléctrica. Los aspectos de la presente invención están
dirigidos a satisfacer estas y otras necesidades.
En resumen, de acuerdo con un aspecto de la
presente invención, un método de detección de conexión incorrecta a
tierra en una red eléctrica que tiene una pluralidad de dispositivos
de monitorización acoplados a un conductor conectado a tierra y a un
conductor de conexión a tierra o plano de conexión a tierra,
comprende: recibir datos de la tensión entre el conductor conectado
a tierra y el conductor de conexión a tierra, desde la pluralidad de
dispositivos de monitorización; determinar la orientación espacial
de los datos procedentes de la pluralidad de dispositivos de
monitorización, dentro de una jerarquía de la red eléctrica; y
comparar los datos de tensión recibidos desde la pluralidad de
dispositivos de monitorización, para determinar una unión entre el
conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra. Un
medio legible por ordenador puede codificarse con instrucciones para
dirigir un controlador con la finalidad de llevar a cabo el método
precedente.
El método puede comprender además determinar la
localización en la red eléctrica, de una unión entre el conductor
conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, mediante
comparar los datos de tensión procedentes de parte de la pluralidad
de dispositivos de monitorización. La localización puede ser
determinada mediante indicar la localización del dispositivo de
monitorización que lee la tensión más baja entre el conductor
conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, como la
localización de la unión. El método puede comprender además mostrar
al menos parte de la red eléctrica, y la localización de la unión
entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a
tierra. El método puede comprender además comparar una localización
de una unión conocida, con la localización de la unión determinada.
El método puede comprender además confirmar la existencia de una
unión conocida. El método puede comprender además determinar la
existencia de una unión incorrecta. El método puede comprender
además determinar la ausencia de una unión conocida en la jerarquía
de la red eléctrica.
De acuerdo con otro aspecto de la presente
invención, se da a conocer un sistema para determinar una unión
entre un conductor de conexión a tierra o plano de conexión a tierra
y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, incluyendo
la red eléctrica una pluralidad de dispositivos de monitorización,
comprendiendo el sistema: un controlador central acoplado a la
pluralidad de dispositivos de monitorización, el controlador central
recibiendo datos indicativos de la tensión potencial entre el
conductor de conexión a tierra y el conductor conectado a tierra,
para cada uno de la pluralidad de dispositivos de monitorización;
una memoria acoplada al controlador central, que incluye datos de
jerarquía relativos a la red eléctrica, el controlador central
incluyendo correlacionar los datos recibidos desde la pluralidad de
dispositivos de monitorización, en un contexto espacial; y donde el
controlador central determina la unión entre el conductor de
conexión a tierra o plano de conexión a tierra y el conductor
conectado a tierra, por medio de los datos recibidos desde la
pluralidad de dispositivos de monitorización.
El controlador puede determinar la situación de
la unión en la red eléctrica, mediante comparar los datos de tensión
procedentes de al menos parte de la pluralidad de dispositivos de
monitorización. El sistema puede comprender además una pantalla
acoplada al controlador central. La localización puede ser
determinada mediante indicar la localización del dispositivo de
monitorización que lee la tensión más baja entre el conductor
conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra o plano de
conexión a tierra, como la localización de la unión. La pantalla
puede mostrar al menos parte de la red eléctrica, y la localización
de la unión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de
conexión a tierra o plano de conexión a tierra. El controlador
central puede comparar una localización de una unión conocida, con
la localización de la unión determinada. El controlador central
puede confirmar la existencia de una unión conocida. El controlador
central puede determinar la existencia de una unión ilegal. El
controlador central puede determinar la ausencia de una unión
conocida en la jerarquía de la red eléctrica. La pantalla puede
mostrar un diagrama de circuito de por lo menos un componente del
sistema eléctrico.
De acuerdo con un aspecto de la presente
invención, un método de detección de conexión incorrecta a tierra en
una red eléctrica que tiene una pluralidad de dispositivos de
monitorización acoplados a un conductor conectado a tierra y a un
conductor de conexión a tierra o plano de conexión a tierra,
comprende: recibir datos de tensión entre el conductor conectado a
tierra y el conductor de conexión a tierra o plano de conexión a
tierra, medidos desde la pluralidad de dispositivos de
monitorización; determinar la orientación espacial de los datos
procedentes de la pluralidad de dispositivos de monitorización
dentro de una jerarquía de la red eléctrica; comparar los datos de
tensión recibidos desde la pluralidad de dispositivos de
monitorización, para determinar la localización del dispositivo de
monitorización que detecta la tensión más baja entre el conductor
conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra; e indicar la
localización de una unión entre el conductor conectado a tierra y el
conductor de conexión a tierra o plano de conexión a tierra, como la
localización del dispositivo de monitorización determinado.
El método puede comprender además mostrar a un
usuario una indicación sobre si la unión es una unión correcta. El
método puede comprender además determinar automáticamente, en
función de la jerarquía, una primera localización donde debería
existir una unión correcta neutro-a tierra, y cuando
no existe una unión semejante, mostrar a un usuario una indicación
de que la primera localización requiere una unión
neutro-a tierra.
Los aspectos precedentes y otros adicionales de
la presente invención, resultarán evidentes para los expertos en la
materia a la luz de la descripción detallada de varias
realizaciones, que se realiza con referencia a los dibujos,
proporcionándose a continuación una breve descripción de los
mismos.
Las precedentes y otras ventajas de la
invención, resultarán evidentes tras la lectura de la siguiente
descripción detallada, y con referencia a los dibujos.
La figura 1 es un diagrama de bloques funcional
de un sistema eléctrico unido correctamente;
la figura 2 es un diagrama de bloques funcional
de un sistema eléctrico unido de forma incorrecta;
la figura 3 es un diagrama de bloques funcional
de una red de energía eléctrica ejemplar que muestra el sistema de
detección de la unión conectado a tierra-de conexión
a tierra;
la figura 4 es un gráfico de tensión, de la
tensión detectada en una carga con conductores conectados a tierra y
de conexión a tierra, para determinar una unión conectado a
tierra-de conexión a tierra;
las figuras 5A-B son un diagrama
de flujo de una detección de unión conectado a
tierra-de conexión a tierra y del algoritmo de
evaluación utilizado por el sistema de detección de la unión
conectado a tierra-de conexión a tierra, de la
figura 3;
la figura 5C es un diagrama de flujo de un
algoritmo ejemplar para detectar uniones N-G
potencialmente incorrectas, según un aspecto de la presente
invención; y
la figura 6 es una interfaz gráfico que muestra
la localización de potenciales uniones conectado a
tierra-de conexión a tierra, según el sistema de
detección de uniones conectado a tierra-de conexión
a tierra, de la figura 3.
Si bien la invención es susceptible de diversas
modificaciones y formas alternativas, se ha mostrado realizaciones
específicas a modo de ejemplo en los dibujos, y se describirán en
detalle en el presente documento. Sin embargo, se comprenderá que la
invención no se concibe como limitada a las formas concretas
reveladas. Por el contrario, la invención pretende cubrir todas las
modificaciones, los equivalentes y las alternativas que caen dentro
del espíritu y el alcance de la invención tal como se define por
medio de las reivindicaciones anexas.
Los aspectos de la invención permiten al usuario
identificar potenciales problemas con configuraciones de conexión a
tierra en una red eléctrica. A la postre, los tipos de
vulnerabilidades del sistema eléctrico que son tratados por la
presente invención, incluyen: riesgo de incendio, peligro de
electrocución, funcionamiento incorrecto del equipamiento, daños en
el equipamiento y degradación del equipamiento.
Volviendo ahora la figura 3, una red eléctrica
tal como un sistema de servicio general 100 tiene múltiples
dispositivos de monitorización 102 (con la etiqueta M) que
proporcionan datos detectados desde localizaciones discretas
alrededor del sistema de servicio general 100, tales como medidas
del potencial de tensión entre conductores conectados a tierra y de
conexión a tierra. Los datos procedentes de cada dispositivo de
monitorización 102 son comunicados a un sistema automatizado 104 de
alineación de datos, a un sistema automatizado 106 de clasificación
jerárquica y a un sistema automatizado 108 de alertas de conexión a
tierra. Los datos son automáticamente alineados en el tiempo en el
sistema automatizado 104 de alineación de datos, y se produce datos
que están alineados de tal forma que representan los datos cuando
estos fueron realmente medidos de forma simultánea (o casi
simultánea para el caso de alineación
pseudo-temporal) por cada uno de los dispositivos de
monitorización 102 en el sistema de servicio general 100. El sistema
106 de clasificación jerárquica aprende automáticamente la jerarquía
de los dispositivos de monitorización 102 presentes en el sistema de
servicio general 100 y sus relaciones espaciales mutuas dentro del
sistema de monitorización. Se observará que cada dispositivo de
monitorización 102 mostrado en la figura 3 está acoplado de forma
comunicativa con el sistema automatizado 104 de alineación de datos,
con el sistema automatizado 106 de clasificación jerárquica, y con
el sistema automatizado 108 de alertas de conexión a tierra. Por
claridad, se demuestra solo algunas conexiones de comunicación y
dispositivos de monitorización representativos.
Cada dispositivo de monitorización 102 mide
(muestrea, reúne, etc.) datos procedentes del sistema de servicio
general 100, y cuantifica estos datos en características que pueden
ser analizadas por un ordenador o por un sistema de análisis. En
este ejemplo, los dispositivos de monitorización 102 pueden basarse
en un monitor de circuitos PowerLogic® Series 3000/4000 Circuit
Monitor o en un medidor de potencia y energía PowerLogic®
ION7550/7650 Power and Energy Meter, disponibles en Schneider
Electric, o basarse en cualquier otro dispositivo de monitorización
apropiado tal como un disyuntor, un relé, un dispositivo de medición
o un vatímetro. También puede haber múltiples dispositivos de
monitorización con las capacidades del dispositivo de monitorización
102 en el sistema de servicio general 100. Por simplicidad, se
demuestra solo unos pocos dispositivos de monitorización 102
acoplados con el sistema automatizado 104 de alineación de datos,
con el sistema automatizado 106 de clasificación jerárquica y con el
sistema automatizado 108 de alertas de conexión al tierra, aunque se
entiende que todos los dispositivos de monitorización 102 de la
figura 3 pueden estar en comunicación con los sistemas 104, 106 y
108. Además, los múltiples dispositivos de monitorización 102 pueden
estar en comunicación con otros tipos de sistemas de análisis o
evaluación, para monitorizar el rendimiento del sistema de servicio
general 100.
El sistema 104 de alineación de datos alinea
datos tales como tensión, corriente, tiempo, eventos y similares,
procedentes de los múltiples dispositivos de monitorización 102 en
el sistema de servicio general 100. Cuando se alinea datos
procedentes de todos los dispositivos de monitorización, al mismo
instante temporal (o aproximadamente al mismo instante temporal, en
el caso de alineación pseudo-temporal) en el que se
produjo los datos, estos pueden ponerse en un contexto temporal o
pseudo-temporal desde el que puede automáticamente
tomarse o recomendarse decisiones relativas a la configuración de
equipamiento físico y de soporte lógico. Por supuesto, debe
entenderse que el sistema 104 de alineación de datos puede ser una
opción deseable, pero el sistema de servicio general 100 puede ser
monitorizado sin el sistema 104 de alineación de datos.
Los datos medidos procedentes de varios
medidores pueden sincronizarse, o sincronizarse aproximadamente,
entre sí dentro de un contexto temporal o
pseudo-temporal. La alineación temporal es más
precisa que la alineación pseudo-temporal. La
alineación pseudo-temporal toma datos dentro de un
rango aceptable, en base a cambios de carga en el sistema. Los
sistemas de alineación pseudo-temporal utilizan
típicamente un sistema de posicionamiento global (GPS, global
positioning system) o protocolo de tiempo de red (NTP, network time
protocol) para la sincronización de reloj. Las implementaciones
automáticas de alineación temporal se describen en la Solicitud de
Patente de EE.UU. Número 11/174 099, presentada el 1 de julio de
2005, y titulada "Automated Precisión Alignment of Data in a
Utility Monitoring System" (alineación de datos con precisión
automatizada en un sistema de monitorización de servicio
general).
El sistema 106 de clasificación jerárquica
caracteriza la organización del sistema de monitorización de energía
del sistema de servicio general 100, que es esencial para comprender
y caracterizar el sistema de servicio general 100. El sistema 106
caracteriza como se conectan entre sí los dispositivos de
monitorización en el sistema de servicio general 100. Los
dispositivos de monitorización de energía proporcionan típicamente
solo los parámetros operativos del sistema eléctrico, pero no
proporcionan información sobre como se relacionan espacialmente
entre sí los parámetros en diferentes puntos de monitorización en el
sistema eléctrico. Tener la jerarquía de un sistema eléctrico pone
los parámetros operativos de múltiples dispositivos de
monitorización, en contexto espacial unos con otros. Este contexto
espacial proporciona al usuario una herramienta más potente para
localizar y resolver problemas rápidamente tal como una unión
incorrecta N-G, para la resolución de problemas de
sistema, mejorar las deficiencias del sistema, predecir fallos y
degradación, localizar la fuente de perturbaciones, o modelizar
respuestas del sistema. Las implementaciones automatizadas de
clasificación jerárquica se describen en la Solicitud de Patente de
EE.UU. Número 11/174 100, presentada el 1 de julio de 2005, titulada
"Automated Hierarchy Classification in Utility Monitoring
Systems" (clasificación jerárquica automatizada en sistemas de
monitorización de un servicio general), que se incorpora aquí
íntegramente como referencia.
El sistema 106 de clasificación jerárquica
incluye soporte lógico del sistema de monitorización, que reúne
datos procedentes de los dispositivos de monitorización 102 en el
sistema de servicio general 100, y determina automáticamente la
jerarquía del sistema de servicio general 100 cuando hay pocas o
ninguna entrada de usuario. El nivel de detalle proporcionado por el
sistema 106 de clasificación jerárquica está correlacionado con el
número y la extensión de los dispositivos de monitorización 102 en
el sistema de servicio general 100. Cuando se añaden dispositivos de
monitorización adicionales, el algoritmo de jerarquía por
auto-aprendizaje los incorpora automáticamente en la
estructura jerárquica determinada. Debe entenderse que puede
utilizarse otros procesos tales como la carga previa de datos
jerárquicos en los sistemas de análisis y evaluación, en lugar de un
sistema jerárquico dedicado tal como el sistema 106 de clasificación
jerárquica.
En el caso de una jerarquía de la red de energía
eléctrica, un objetivo es ordenar dispositivos en la red de energía
eléctrica de forma que representen la verdadera distribución de
conexiones de la red de energía eléctrica. Determinar la jerarquía
de una red de energía eléctrica proporciona información importante
que puede ser utilizada para resolver problemas, incrementar el
rendimiento del equipamiento y el sistema, mejorar la seguridad y
ahorrar dinero. El nivel de detalle en una jerarquía de la red de
energía eléctrica, dependerá tanto del número de elementos o nodos
que están siendo monitorizados, como de la capacidad de los nodos
para proporcionar realimentación al algoritmo de jerarquía por
auto-aprendizaje en el soporte lógico del sistema
de monitorización que funciona en el sistema 106.
En general, el sistema 106 de clasificación
jerárquica utiliza un algoritmo de jerarquía por
auto-aprendizaje en el soporte lógico del sistema de
monitorización, que está basado en reglas y métodos estadísticos.
Periódicamente, el soporte lógico del sistema de monitorización
sondea cada dispositivo de monitorización 102 en el sistema de
servicio general 100, para determinar ciertas características o
parámetros del sistema de servicio general 100 en tal nodo
(representado por un dispositivo de monitorización). Se toman
múltiples muestras de parámetros especificados, desde cada
dispositivo de monitorización en el sistema 100 en el mismo instante
temporal dado. Una vez que se ha reunido una serie temporal de los
datos del parámetro procedente de cada dispositivo de monitorización
en el sistema de servicio general 100, el sistema 106 de
clasificación jerárquica analiza los datos e identifica las
relaciones o conexiones entre los dispositivos de monitorización 102
con respecto al tiempo en el que se tomó la muestras de datos y los
valores asociados de la muestra de datos. El análisis puede
realizarse periódicamente para incrementar la probabilidad de que la
jerarquía sea precisa, o para determinar cualesquiera cambios en la
jerarquía. También puede llevarse a cabo si el soporte lógico del
sistema de monitorización detecta la adición de un nuevo elemento o
nodo al sistema de monitorización de energía. Una vez que este
proceso iterativo alcanza cierto nivel predeterminado de confianza
estadística respecto de que la descripción determinada del sistema
de servicio general 100 es correcta, el algoritmo de jerarquía por
auto-aprendizaje finaliza. La distribución final del
sistema de servicio general 100 puede presentarse al usuario para su
conformidad. Puesto que se evalúa en el tiempo (el período de
aprendizaje) los datos de cada dispositivo de monitorización con
respecto a todos los otros dispositivos de monitorización que
utilizan el algoritmo de jerarquía por
auto-aprendizaje, se determina una distribución
básica de la estructura jerárquica del sistema de servicio general
100 en función de los puntos de monitorización disponibles.
El sistema de alerta 108 de conexiones a tierra
recibe datos desde dos o más dispositivos de monitorización 102 de
tensión, corriente y/o energía para avisar al usuario final de que
en el sistema de servicio general 100 existen configuraciones
N-G (conductor conectado a
tierra-de conexión a tierra) potencialmente
incorrectas. Las configuraciones N-G incorrectas
pueden incluir tanto excesivas uniones N-G como la
ausencia de una unión N-G necesaria. El sistema de
alerta 108 de conexiones a tierra incluye reglas que definen uniones
N-G correctas e incorrectas. Estas reglas pueden ser
definidas por el usuario basándose, por ejemplo, en reglamentos
eléctricos locales, o pueden derivarse de reglamentos o estándares
nacionales, tal como el National Electrical Code (NEC). Como se
explicará después, el usuario final puede (a su elección) ser
informado de la localización general dentro de la jerarquía de su
red eléctrica, de potenciales problemas de conexión a tierra para su
posterior referencia o investigación. El usuario final (a su
elección) puede también configurar y habilitar o deshabilitar zonas
especificadas, como desee. El usuario final (a su elección) puede
también definir cambios en características de conexión a tierra
entre dos o más dispositivos de monitorización. El usuario final
puede también recibir la notificación de un conductor neutro abierto
entre dos o más dispositivos de monitorización.
Hay características eléctricas inherentes,
medidas y/o derivadas de los dispositivos de monitorización 102 en
la figura 3, que pueden ser analizadas para determinar y
proporcionar una indicación sobre si existe potencialmente una unión
N-G incorrecta en una red eléctrica dada. En un
ejemplo, el potencial de tensión entre el conductor conectado a
tierra (neutro) y un plano de conexión a tierra puede ser analizado
para indicar la proximidad de una unión, tal como una unión entre el
conductor conectado a tierra y el plano de conexión a tierra,
mediante su desviación respecto de un potencial esperado de tensión
superior. La figura 4 es un diagrama que ilustra este efecto sobre
el potencial de tensión en relación con la proximidad a un punto de
unión eficaz 408 (donde el conductor unido a tierra, está conectado
a un conductor o plano de conexión a tierra). La corriente se
transporta sobre un conductor de carga 402 (fase) hasta una carga
404, y se devuelve sobre un conductor conectado a tierra (neutro)
406 para completar el circuito. En igualdad de condiciones, la
impedancia de cada conductor se incrementará con su longitud. Como
resultado hay una correspondiente reducción en la tensión (caída de
tensión) a lo largo de cada conductor 410 de conexión a tierra y de
cada conductor 406 conectado a tierra (tierra y neutro) debido a la
impedancia de los conductores y al flujo de corriente (de acuerdo
con la ley de Ohm).
A medida que se incrementa la distancia física
desde el punto de unión N-G 408, se incrementa el
potencial de tensión entre los conductores conectados a tierra
(neutro) y de conexión a tierra 406 y 410. Como se mencionó
anteriormente, el objetivo del conductor 406 conectado a tierra
(neutro) es transportar corriente en régimen estacionario, desde la
carga 404 de vuelta a la fuente. Por lo tanto, la base del
incremento en el potencial de tensión entre los conductores (o
circuitos) conectado a tierra (neutro) y de conexión a tierra 406 y
410, es el efecto del flujo de corriente en régimen estacionario a
lo largo de la impedancia (que está en relación directa con la
longitud del conductor) del conductor 406 conectado a tierra
(neutro). El potencial de tensión entre el conductor 406 conectado a
tierra (neutro) y el conductor 410 (o circuito) de conexión a tierra
es máximo en el punto más alejado respecto del punto 408 de unión
N-G, y disminuye a medida que se acerca la unión
N-G 408 como se muestra la figura 4, asumiendo que
el escenario de conexión a tierra del sistema eléctrico está
adecuadamente configurado.
Si el conductor 406 (neutro) conectado a tierra
se abre, se presenta un riesgo de seguridad al usuario en función de
donde esté localizada la unión N-G incorrecta. Si
hay una unión N-G incorrecta corriente abajo
respecto del punto abierto, la carga seguirá funcionando debido a
que la corriente de carga fluirá sobre el conductor 410 de conexión
a tierra, a través de la unión incorrecta. En este caso, el personal
está expuesto a un riesgo de descarga al convertirse en un circuito
a tierra de menor impedancia, cuando se toca el equipamiento
excitado. Si no existen uniones N-G incorrectas
corriente abajo respecto del punto abierto (incluido en la carga
404), la carga 404 dejará de funcionar debido a que no hay ningún
circuito de retorno disponible para la corriente de carga. Existe un
riesgo de seguridad para usuarios que crean equivocadamente que una
carga no tiene tensión en sus terminales debido a que la carga no
está funcionando, cuando de hecho la tensión está presente. Una
carga trifásica seguirá funcionando si el conductor 406 conectado a
tierra está abierto, debido a que las corrientes desequilibradas
fluirán a las otras fases. No obstante, sigue existiendo un riesgo
de seguridad para los usuarios que por error entren en contacto con
el conductor 406 conectado a tierra.
Cuando una red eléctrica incluye múltiples
transformadores elevadores/reductores tal como los transformadores
110 del ejemplo en la figura 3, debería haber uniones
N-G correctas adicionales por los requisitos de la
regulación NEC. Los datos eléctricos tomados desde cada dispositivo
de monitorización 102 en el sistema de servicio general, pueden ser
utilizados para proporcionar al usuario información relativa a las
uniones N-G incorrectas detectadas. El sistema de
servicio general 100 de la figura 3 incorpora el sistema 108 de
alertas de conexión a tierra, para determinar conexiones a tierra
incorrectas. Por razones de detección y análisis de uniones
N-G incorrectas, se realiza y almacena una
determinación de la jerarquía de la red de energía eléctrica. Cada
dispositivo de monitorización 102 acoplado con el sistema de alertas
108 de conexión a tierra puede medir la tensión N-G
(V_{ng}) y comunicar, para su evaluación, datos indicativos de la
tensión N-G medida a un sistema remoto (otro
dispositivo de monitorización, ordenador, etc.) tal como, en este
ejemplo, el sistema de alertas 108 de conexión a tierra. La tensión
V_{ng} en cada punto capaz de monitorización es evaluada y
comparada en relación con otras tensiones V_{ng} medidas en otros
puntos de monitorización, para determinar si hay presentes en el
sistema uniones N-G incorrectas. Por ejemplo, una
tensión V_{ng} en un punto más alejado respecto de una unión
conocida, puede indicar un punto de unión N-G
incorrecta. Además, la magnitud de V_{ng} en cada dispositivo de
monitorización se utiliza para localizar el área general de una
unión N-G incorrecta. Cuanto menor es el valor de
tensión de V_{ng}, más próximo está el punto al área general de la
unión N-G incorrecta. Además, el ángulo de fase de
V_{ng} puede evaluarse frente a cada una de las tres tensiones de
fase, para determinar qué fase/s es/son la/s fuente/s, con la unión
N-G incorrecta.
Como se muestra en la figura 4, los circuitos
eléctricos (sin fuentes derivadas separadamente) deberían exhibir
una V_{ng} creciente a medido que el punto de medida se mueve
hacia fuera sobre el circuito, en dirección a la carga 404. Si a
medida que se incrementa la separación respecto del punto 408 de
unión, V_{ng} permanece constante o incluso disminuye con respecto
a dos o más puntos de monitorización en el sistema 100, esto puede
indicar una unión N-G incorrecta. Si hay una fuente
derivada separadamente (por ejemplo, un transportador) en el sistema
de servicio general 100, los dispositivos de monitorización 102
podrán determinar su existencia en función de niveles de tensión de
fase medidos en cada punto de monitorización. De nuevo, V_{ng}
debería incrementarse a medida que los puntos de medida se alejan
del dispositivo derivado separadamente. Puede utilizarse tensiones,
corrientes, cargas, distorsiones armónicas, factores de potencia,
etc., para determinar la proximidad física de los dispositivos de
monitorización en un nivel jerárquico, respecto de aquellos
dispositivos de monitorización que tienen una conexión jerárquica
directa. Esta información puede ser útil cuando se determina si los
dispositivos de monitorización en diferentes niveles en la jerarquía
de la red de energía eléctrica, están también localizados próximos
entre sí. En este ejemplo, debe esperarse que las tensiones
N-G medidas serán muy parecidas a las mismas medidas
para los respectivos dispositivos de monitorización en ambos niveles
jerárquicos.
Para ilustrar un sencillo ejemplo de una
implementación de esta invención, tanto la jerarquía del sistema de
monitorización de energía como los datos en la siguiente tabla 1, se
determinan a través del sistema jerárquico automatizado 104 y de las
medidas procedentes de los dispositivos de monitorización 102 en la
figura 3. El sistema jerárquico se determina bien automáticamente
como se ha descrito antes, o bien anualmente a través de un archivo
de datos jerárquicos almacenados. La tabla 1 proporciona datos de
tensión N-G almacenados, recibidos desde varios
dispositivos 102 de monitorización en el sistema de servicio general
100. Preferentemente, los datos de tensión N-G son
alineados temporalmente de modo automático. Los datos procedentes de
los dispositivos de monitorización 102 pueden alinearse de forma
pseudo-temporal utilizando un protocolo de red tal
como SNTP. También podría utilizarse señales del sistema global de
posicionamiento (GPS) para alinear de forma
pseudo-temporal los datos recibidos desde los
dispositivos de monitorización 102, que pueden estar equipados con
capacidades de GPS.
Conociendo tanto la jerarquía del sistema de
servicio general 100 como las tensiones N-G tomadas
desde varios puntos en torno al sistema de servicio general 100
mediante los dispositivos de monitorización 102, puede determinarse
una representación virtual de los potenciales problemas de conexión
a tierra del sistema eléctrico. La siguiente tabla 1 a modo de
ejemplo identifica valores V_{ng} para cada correspondiente
medidor:
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Una vez que el usuario es informado y los
problemas son investigados, el usuario puede revaluar el sistema
para asegurar que todas las uniones N-G incorrectas
han sido tratadas adecuadamente. También puede llevarse a cabo
revaluaciones periódicas del sistema de servicio general 100 cada
cierto intervalo (según la configuración del sistema de alertas 108
de conexiones a tierra), puesto que con el tiempo puede ser alterado
el sistema de servicio general 100 y puede añadirse de forma
inadvertida uniones N-G incorrectas. También puede
ser monitorizado continuamente por el sistema 100, y el usuario ser
avisado de cualesquiera potenciales problemas mediante alarmas
procedentes del sistema.
Por ejemplo, el medidor M_{12} (mostrado en la
figura 3) mide 0 voltios de V_{ng} y se sabe que está próximo a
una unión N-G esperada o correcta, con respecto a la
jerarquía de la red de energía eléctrica. En función de las
relaciones mostradas y descritas en relación con la figura 4, se
espera que los medidores más alejados del medidor M_{12} deberán
medir valores de V_{ng} cada vez mayores. Puesto que se conoce la
jerarquía, también se sabe que el medidor M_{121} esta corriente
abajo respecto del medidor M_{12} y conectado a este, pero que no
está en una localización conocida para una unión N-G
correcta. El medidor M_{121} mide 0,5 voltios de V_{ng}, y esta
medida es esperada debido a que el medidor M_{121} está más
alejado respecto del medidor M_{12}. En función de la jerarquía
conocida, también se sabe que el medidor M_{1211} está también
corriente abajo respecto del medidor M_{121} y conectado a este.
Sin embargo, el medidor M_{1211} mide 0 voltios de V_{ng}, y
esto viola la expectativa de que el medidor M_{1211} debería medir
una tensión N-G mayor que el medidor M_{121}. Como
resultado, el sistema 108 de alertas de conexión a tierra marca el
medidor M_{1211} como estando próximo a una potencial unión
N-G incorrecta.
Análogamente, y aún con referencia a la tabla 1
del ejemplo, se sabe que el medidor M_{132} está cerca del
transformador 110 y por lo tanto de una localización correcta de
unión N-G. Por lo tanto, su medida de V_{ng} es de
0 voltios tal como se espera. A partir de la jerarquía, se sabe que
el medidor M_{1322} está corriente abajo respecto del medidor
M_{132} y conectado a este. Como resultado, se espera que V_{ng}
para el medidor M_{1322} sea mayor que V_{ng} para el medidor
M_{132}. Sin embargo, la tabla 1 muestra que V_{ng} para el
medidor M_{1322} es en realidad de 0 V, lo que viola la
expectativa de que su V_{ng} debería ser mayor que el de
M_{132}. Por lo tanto, el sistema 108 de alertas de conexión a
tierra marca el medidor M_{1322} como estando próximo a una
potencial unión N-G incorrecta. Si se investiga el
medidor 1322 (o cualquier medidor considerado) y se halla que es
conforme, el usuario puede validar la lectura en el sistema e
ignorar en el futuro tal notificación concreta. En relación con la
siguiente figura 5C, se muestra y se describe un algoritmo ejemplar
para determinar localizaciones de uniones N-G
incorrectas. Estas y otras uniones N-G incorrectas
se muestran esquemáticamente en la figura 6, descrita a
continuación.
El sistema de alertas 108 de conexión a tierra
puede programarse con diversas subrutinas de análisis relacionadas
con datos de conexión a tierra. Por ejemplo, una subrutina puede
detectar uniones N-G incorrectas basándose en flujos
fundamentales de corriente a tierra que se determinan mediante los
dispositivos 102 de monitorización con respecto a la jerarquía de la
red de energía eléctrica. Otra una subrutina puede detectar uniones
N-G incorrectas basándose en flujos fundamentales de
potencia que se determinan mediante dispositivos 102 de
monitorización con respecto a la jerarquía de la red de energía
eléctrica. Otra una subrutina puede detectar uniones
N-G incorrectas basándose en flujos fundamentales de
energía que se determinan mediante los dispositivos 102 de
monitorización con respecto a la jerarquía de la red de energía
eléctrica. Otra subrutina más puede detectar uniones
N-G incorrectas basándose en los datos procedentes
de cualquiera de las subrutinas anteriores, en alguna frecuencia
diferente de la frecuencia fundamental o nominal de la red de
energía eléctrica 100. En otras palabras, en lugar de flujos de
corriente a tierra, flujos de potencia o flujos de energía
fundamentales, la subrutina en este ejemplo detectaría uniones
N-G incorrectas basándose en flujos de corriente a
tierra, flujos de potencia, o flujos de energía en alguna otra
frecuencia diferente a la frecuencia fundamental o nominal de la red
de energía eléctrica 100.
En las figuras 5A-5C se muestra
un diagrama de flujo 500 ejemplar, de un algoritmo para procesar y
evaluar datos con el fin de analizar conexiones incorrectas a tierra
en el sistema de servicio general 100. En este ejemplo, el algoritmo
incluye instrucciones legibles a máquina, para su ejecución
mediante: (a) un procesador, (b) un controlador, y/o (c) cualquier
otro dispositivo de procesamiento apropiado. El algoritmo puede
realizarse en soporte lógico almacenado en un medio tangible tal
como, por ejemplo, memoria flash, un CD-ROM, un
disco flexible, un disco duro, un disco versátil digital (DVD), u
otros dispositivos de memoria, si bien los técnicos en la materia
apreciarán inmediatamente que todo el algoritmo y/o partes de este
podrían alternativamente ser. ejecutados por un dispositivo
diferente a un procesador, y/o realizarse en soporte lógico
inalterable o equipamiento físico dedicado, de manera bien conocida
(por ejemplo, puede implementarse mediante un circuito integrado de
aplicación específica (ASIC, application specific integrated
circuit), un dispositivo lógico programable (PLD, programmable logic
device), un dispositivo lógico programable in situ (FPLD,
field programmable logic device), lógica discreta, etc.). Además,
parte o la totalidad de las instrucciones legibles a máquina
representadas por el diagrama de flujo de la figura
5A-5C pueden implementarse manualmente. Además,
aunque el algoritmo del ejemplo se describe con referencia al
diagrama de flujo ilustrado en la figura 5A-5C, los
expertos en la materia apreciarán inmediatamente que también puede
utilizarse alternativamente muchos otros métodos para implementar
las instrucciones legibles a máquina del ejemplo. Por ejemplo, el
orden de ejecución de los bloques puede ser modificado, y/o parte de
los bloques descritos pueden ser modificados, eliminados o
combinados.
En una implementación, se evalúan los datos
procedentes de los dispositivos de monitorización 102 en la figura
3, para determinar conexiones incorrectas a tierra mediante medir la
tensión entre conductores neutros y conductores de conexión a tierra
o el plano de conexión a tierra. La jerarquía del sistema de
servicio general 100 puede ser dividida en zonas o áreas
específicas, según determine el algoritmo de jerarquía descrito
antes o según configure el usuario final. Puede dispararse una
alarma y/o el usuario puede ser notificado por algún otro medio,
cuando se ha rebasado algún umbral predefinido (bien por el usuario,
o por el sistema 100). Los métodos estadísticos que pueden ser
incorporados con los umbrales para analizar los datos incluyen, de
forma no limitativa, correlaciones, promedios, min/max, análisis de
tendencias y predicción, desviaciones estándar, etcétera. Los
recordatorios o notificaciones pueden incluir (de forma no
limitativa) notificar al usuario sobre soporte lógico inalterable
actualizado, regulaciones actualizadas, estándares actualizados,
preferencias actualizadas, cambios en la jerarquía del sistema,
alarmas ignoradas, o cualquier otra consideración que tenga relación
con la evaluación de uniones N-G y la red de energía
eléctrica del usuario.
Volviendo la figura 5A, el algoritmo 500 es
inicializado 502. El algoritmo 500 determina si la jerarquía del
sistema eléctrico, tal como el sistema de servicio general 100, es
conocida 504. Si la jerarquía no se conoce, el algoritmo 500
determina si está instalado 506 el sistema automatizado 106 de
clasificación jerárquica. Si el algoritmo 500 no puede aprender
automáticamente la jerarquía mediante acceder al sistema
automatizado 106 de clasificación jerárquica, se solicitará al
usuario que introduzca la jerarquía del sistema, por ejemplo
mediante proporcionar un fichero electrónico de la jerarquía del
sistema 508 o mediante introducir manualmente la jerarquía. Si está
presente el sistema automatizado 106 de clasificación jerárquica, el
algoritmo 500 aprenderá automáticamente la jerarquía del sistema a
partir del algoritmo de jerarquía automatizado 510 como se ha
descrito anteriormente. Bien la jerarquía introducida por el usuario
o la jerarquía determinada automáticamente, de la red de energía
eléctrica 100, es almacenada 512 para su acceso por medio del
algoritmo 500.
Si la jerarquía del sistema se conoce 504, el
algoritmo determina si la jerarquía del sistema conocida necesita
ser revaluada 514. Esto se hace mediante determinar si han sido
añadidos nuevos componentes o se ha realizado otras alteraciones al
sistema eléctrico, que cambian la jerarquía del sistema. Si es
necesaria una revaluación, el algoritmo itera retrocediendo al
bloque 506 para determinar la jerarquía nueva o revisada. Para
determinar si se necesita revaluar una jerarquía, el algoritmo 500
puede analizar datos de configuración 522, incluyendo
configuraciones revisadas de conexiones de comunicación en el
sistema de monitorización de energía, en la localización, la
periodicidad de la evaluación, la notificación, las alarmas, la
configuración de zona, las estadísticas y la estimación de
tendencia, o los recordatorios, como parte de tal determinación.
El algoritmo envía comandos a todos los
dispositivos de monitorización 102 en el sistema de servicio general
100 para medir datos eléctricos necesarios con la finalidad de
determinar fallos de conexión a tierra 516. Como se ha explicado
arriba, la medida puede ser el potencial de tensión entre el
conductor conectado a tierra y el de conexión a tierra, en este
ejemplo. Una vez que los dispositivos de monitorización 102 han
medido los datos eléctricos y han comunicado los datos eléctricos al
sistema de alerta 108 de conexión a tierra, los datos son evaluados
en función de la jerarquía del sistema para determinar si existen
518 problemas de conexión incorrecta a tierra. Como parte de la
evaluación, puede llamarse a diferentes subrutinas para determinar
información adicional en función de medidas eléctricas relativas a
problemas de conexión a tierra. Con el fin de llevar a cabo las
diferentes subrutinas de evaluación, el algoritmo 500 tiene acceso a
una base de datos 520 que almacena regulaciones, estándares, y otras
preferencias del usuario. La base de datos 520 puede además
almacenar datos validados por el usuario, de uniones
N-G correctas en el sistema 100 que han sido
previamente indicadas por el sistema de alerta 108 de conexión a
tierra como una unión N-G potencialmente incorrecta,
pero posteriormente han sido validadas por el usuario como una unión
N-G correcta. El algoritmo 500 también tiene acceso
a datos de configuración tales como localización, periodicidad de la
evaluación, notificación, alarmas, configuración de zona,
estadísticas y recordatorios de tendencia, que están almacenados en
un fichero 522 de configuración. Todos los datos relevantes son
almacenados 524 para informes, análisis, y futuras referencias en el
sistema de alertas 108 de conexión a tierra de la figura 3.
El algoritmo 500 determina 526 si el usuario ha
configurado los requisitos de generación de informes, y la salida
para los datos analizados. Si el usuario no ha configurado los
requisitos de generación de informes y la configuración de salida,
el algoritmo 500 proporciona 528 la información de evaluación en
informes configurados por defecto, y finaliza. Si el usuario ha
configurado los requisitos de generación de informes, la información
de salida se configura 530 de acuerdo con la configuración del
usuario, y el algoritmo termina. Puede producirse revaluación
periódica.
La figura 5C es una subrutina a modo de ejemplo
del bloque 518 mostrado en la figura 5B para determinar puntos de
unión N-G incorrecta. Es almacenada 512 la jerarquía
de la red de energía eléctrica 100, que representa la distribución
de la red de energía eléctrica de los dispositivos en la red de
energía eléctrica 100, y cómo estos están interconectados. El
algoritmo 518 inicializa 542 una variable N = 1, y un V_{ng}
esperado o V_{ng, \ esperado} a un valor de 0. El sistema de
alertas 108 de conexión a tierra recibe 544 datos V_{ng}
procedentes del medidor M_{N}. Como se muestra en la figura 5B, el
sistema de alertas 108 de conexión a tierra puede haber recibido
datos eléctricos, que incluyen V_{ng}, desde la totalidad de los
dispositivos de monitorización 102 en la jerarquía del sistema 100.
Alternativamente, el sistema de alertas 108 de conexión a tierra
puede recibir V_{ng} desde cada dispositivo monitorizado, de forma
sucesiva según sea necesario. El algoritmo 518 determina 546 si del
medidor _{N} está en una localización de unión N-G
correcta (de forma que sea compatible con la regulación NEC o con
especificaciones del usuario acordes con una regulación local, por
ejemplo). En caso afirmativo 548, el algoritmo 548 pone V_{ng, \
esperado} = 0. De lo contrario 550, el algoritmo 518 pone V_{ng, \
esperado} = V_{ng} del medidor M_{N}. Debe comprenderse que los
subíndices seleccionados en este ejemplo (N, N + 1) se determinan en
función del nivel en la jerarquía, del número de canalizaciones
principales, etcétera. Por ejemplo, en referencia a la tabla 1 y a
la figura 3, el medidor M_{12} está conectado directamente al
medidor M_{121}, que está directamente conectado a los medidores
M_{1211} y M_{1212}. Cuando se itera a través del circuito del
medidor M_{12}, el algoritmo 518 hace M_{N} = M_{12}.
M_{N+1} se convierte en el medidor M_{121}, y así sucesivamente.
En otras palabras, N + 1 se refiere al siguiente medidor bajo
consideración, tal como se determina por la jerarquía conocida y la
relación conocida de tal medidor con el medidor M_{N} en
consideración.
El algoritmo 518 recibe 552 datos V_{ng}
procedentes del siguiente medidor, el medidor M_{N+1}, que está
conectado a M_{N} y corriente abajo respecto de este. La
localización relativa de M_{N+1} frente a M_{N}, se conoce a
partir de la jerarquía almacenada 512 del sistema. Como se ha
mencionado anteriormente, los datos procedentes de la totalidad de
los medidores 102 en combinación con el sistema de alertas 108 de
conexión a tierra, pueden ser recibidos por el sistema de alertas
108 de conexión a tierra, en un esquema de recepción según sea
necesario, o en masa a intervalos predeterminados o aleatorios. El
algoritmo 518 determina 554 si V_{ng} del medidor M_{N+1} es
mayor que V_{ng, \ esperado}, preferentemente dentro de cierta
tolerancia predeterminada (por ejemplo, V_{ng, \ esperado} puede
no tener que ser exactamente de 0 V, sino de 0 V dentro de una
tolerancia predeterminada, tal como +/- 0,10 voltios). En caso
afirmativo, N se incrementa 556 y el algoritmo 518 vuelve al bloque
544 siempre que haya más combinaciones de medidor a analizar. De lo
contrario, el algoritmo 518 termina. Si V_{ng} de M_{N+1} no es
558 mayor que V_{ng, \ esperado}, el algoritmo 518 almacena datos
que indican que existe una unión N-G potencialmente
incorrecta cerca del medidor M_{N+1}. N se incrementa 556, y se
repite del bloque 544 hacia delante siempre que haya más
combinaciones de medidor a analizar. De lo contrario, el algoritmo
518 termina. Como se ha subrayado anteriormente, los datos
eléctricos procedentes del medidor no tienen por qué ser recibidos
en el orden mostrado en la figura 5C, sino que pueden ser recibidos
en cualquier orden al mismo tiempo o en tiempos diferentes.
En la figura 6 se muestra un ejemplo de una
representación gráfica 600 que describe los datos resultantes del
sistema de alertas 108 de conexión a tierra de la figura 3. La
figura 6 muestra una representación gráfica 600 basada en el sistema
de servicio general 100 mostrado en la figura 3, y en los datos
medidos por los dispositivos de monitorización 102 de la tabla 1.
Por sencillez, el sistema automatizado 104 de alineación de datos,
el sistema automatizado 106 de clasificación jerárquica, y el
sistema automatizado 108 de alertas de conexión a tierra no se
muestran en la figura 6, pero podrían acoplarse de forma comunicada
a los dispositivos de monitorización 616 de manera similar a la
mostrada y descrita en relación con la figura 3 anterior. La
representación gráfica 600 o la información contenida en esta,
pueden mostrarse al usuario por medio de una pantalla de vídeo
convencional (no mostrada). La representación gráfica 600 describe
esquemáticamente los datos que pueden ser generados por el sistema
de alertas 108 de conexión a tierra. Las uniones
N-G esperadas o correctas están representadas por
puntos 602 de unión N-G esperada. Los puntos de
unión N-G esperada se toman de la distribución
jerárquica conocida del sistema de servicio general 100, y son
confirmados por las medidas realizadas por los dispositivos 102 de
monitorización, tales como los datos reunidos en la anterior tabla
1. Las uniones no esperadas o incorrectas están representadas por
uniones N-G 604 no esperadas o incorrectas,
basándose en los datos tales como los datos almacenados en la
anterior tabla 1. Puede mostrarse un cuadro 606 de mensaje, que
incluye un mensaje clave para los puntos de unión 602 y 604. La
interfaz proporciona al usuario la notificación inmediata de cada
unión N-G incorrecta determinada y el área a
investigar en la red de energía eléctrica 100 (según la
configuración del proceso) a través de la distribución en la
representación gráfica 600. También puede presentarse los datos en
forma de tabla o en algún otro formato. Si un usuario válida una
conexión N-G que el sistema encontró como objetable,
entonces la validación puede también etiquetarse en la
representación gráfica y el mensaje, o bien puede ignorarse. La
representación gráfica (formato textual, etc.) puede también indicar
las zonas o áreas configuradas por el usuario.
La localización de las uniones incorrectas,
correctas e ignoradas puede indicarse gráficamente (o textualmente,
etc.) mediante iconos para representar la localización e
interconexiones de los transformadores 612, los dispositivos de
carga 614 y los medidores 616. Además, puede mostrarse al usuario
descripciones gráficas o textuales relativas al NEC (u otros
estándares/regulaciones) 618, para permitir de forma más sencilla
la resolución de problemas y la corrección de configuraciones
erróneas del cableado.
Los aspectos de la presente invención pueden
también permitir que el usuario final trate la fase o fases que son
fuente de uniones N-G incorrectas, mediante comparar
las relaciones de ángulo de fase de la corriente residual para cada
uno de los conductores en fase (conductores A, B y/o C). En la
mayoría de los sistemas trifásicos o de configuración delta,
típicamente no hay conexión neutra debido a que no hay conductor
neutro. Una de las fases en un sistema de configuración delta
conectado a tierra, puede unirse a tierra. En un sistema a cuatro
hilos (con configuración en Y o estándar) o en un sistema de una
sola fase, un conductor neutro representa un circuito de retorno
para corrientes de carga, corrientes no equilibradas o asimétricas,
algunos componentes armónicos, y/o algunas corrientes de falta según
se requiera. Si se está midiendo las corrientes de fase y las
corrientes neutras, la corriente residual (es decir, la corriente a
tierra) puede determinarse inmediatamente mediante simples cálculos
dentro del dispositivo de monitorización 616 u otros algoritmos en
el soporte lógico del sistema. Comparar el ángulo de fase de cada
componente asociado desde la corriente residual calculada (es decir,
la corriente a tierra), con el ángulo de fase de la corriente de
cada conductor en fase, indicará qué fase o fases presentan uniones
N-G incorrectas. Una indicación de ángulo o ángulos
de fase coincidentes, indica que el circuito de retorno neutro para
tal fase específica está unido a tierra de forma incorrecta.
Si bien se ha ilustrado y descrito realizaciones
y aplicaciones concretas de la presente invención, debe comprenderse
que la invención no se limita a la construcción y composiciones
precisas reveladas en el presente documento, y que pueden ser
evidentes diversas modificaciones, cambios y variaciones a partir de
las descripciones precedentes, sin apartarse del espíritu y el
alcance de la invención tal como se define en las reivindicaciones
anexas.
Claims (22)
1. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica que tiene una pluralidad de
dispositivos de monitorización acoplados a un conductor conectado a
tierra y a un conductor de conexión a tierra, caracterizado
por que comprende:
recibir datos de la tensión entre el conductor
conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, procedentes
de la pluralidad de dispositivos de monitorización;
determinar la orientación espacial de los datos
procedentes de la pluralidad de dispositivos de monitorización,
dentro de una jerarquía de la red eléctrica al caracterizar cómo los
dispositivos de monitorización están conectados entre sí en la red
eléctrica; y
comparar los datos de tensión recibidos desde la
pluralidad de dispositivos de monitorización, para determinar la
existencia de una unión entre el conductor conectado a tierra y el
conductor de conexión a tierra al medir el voltaje entre el
conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra y
determinar a partir de la orientación espacial si el potencial de
tensión aumenta corriente abajo en la jerarquía.
\vskip1.000000\baselineskip
2. Un medio legible por ordenador, codificado
con instrucciones para dirigir un controlador con el fin de llevar a
cabo el método de la reivindicación 1.
3. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 1,
caracterizado por que comprende determinar la localización,
en la red eléctrica, de una unión entre el conductor conectado a
tierra y el conductor de conexión a tierra, mediante la comparación
de los datos de tensión recibidos desde la pluralidad de
dispositivos de monitorización.
4. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 3,
caracterizado por que la localización se determina mediante
indicar la localización del dispositivo de monitorización que lee la
tensión más baja entre el conductor conectado a tierra y el
conductor de conexión a tierra, como la localización de la
unión.
5. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 3,
caracterizado por que comprende visualizar al menos parte de
la red eléctrica y la localización de la unión entre el conductor
conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra.
6. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 3,
caracterizado por que comprende comparar una localización de
una unión conocida que existe en la jerarquía con la localización de
la unión determinada.
7. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 6,
caracterizado por que comprende confirmar la existencia de la
unión conocida.
8. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 6,
caracterizado por que comprende determinar la existencia de
una unión incorrecta según lo especificado por una regulación, un
estándar o un usuario.
9. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 6,
caracterizado por que comprende determinar la ausencia de una
unión conocida en la jerarquía de la red eléctrica.
10. Un sistema para determinar una unión entre
un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra
en una red eléctrica, incluyendo la red eléctrica una pluralidad de
dispositivos de monitorización, caracterizado por que el
sistema comprende:
un controlador central acoplado a la pluralidad
de dispositivos de monitorización, donde el controlador central
recibe datos indicativos de la tensión potencial entre el conductor
de conexión a tierra y el conductor conectado a tierra, para cada
uno de la pluralidad de dispositivos de monitorización;
una memoria acoplada al controlador central que
incluye datos de jerarquía relativos a la red eléctrica, donde el
controlador central correlaciona en un contexto espacial los datos
recibidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización al
caracterizar cómo los dispositivos de monitorización están
conectados entre sí en la red
eléctrica; y
eléctrica; y
en el que el controlador central determina la
unión entre el conductor de conexión a tierra y el conductor
conectado a tierra, mediante los datos recibidos desde la pluralidad
de dispositivos de monitorización.
\vskip1.000000\baselineskip
11. Un sistema para determinar una unión entre
un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra
en una red eléctrica, según la reivindicación 10,
caracterizado por que el controlador está configurado para
determinar la localización de la unión en la red eléctrica mediante
la comparación de los datos de tensión procedentes de al menos parte
de la pluralidad de dispositivos de monitorización.
12. Un sistema para determinar una unión entre
un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra
en una red eléctrica, según la reivindicación 11,
caracterizado por que comprende una pantalla acoplada al
controlador central.
13. Un sistema para determinar una unión entre
un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra
en una red eléctrica, según la reivindicación 11,
caracterizado por que el controlador está configurado para
determinar la localización mediante la indicación de la localización
del dispositivo de monitorización que lee la tensión más baja entre
el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra,
como la localización de la unión.
14. Un sistema para determinar una unión entre
un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra
en una red eléctrica, según la reivindicación 12,
caracterizado por que la pantalla está configurada para
mostrar al menos parte de la red eléctrica y la localización de la
unión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de
conexión a tierra.
15. Un sistema para determinar una unión entre
un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra
en una red eléctrica, según la reivindicación 11,
caracterizado por que el controlador central está configurado
para comparar una localización de una unión conocida con la
localización de la unión determinada.
16. Un sistema para determinar una unión entre
un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra
en una red eléctrica, según la reivindicación 15,
caracterizado por que el controlador central está configurado
para confirmar la existencia de la unión conocida.
17. Un sistema para determinar una unión entre
un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra
en una red eléctrica, según la reivindicación 15,
caracterizado por que el controlador central está configurado
para determinar la existencia de una unión ilegal.
18. Un sistema para determinar una unión entre
un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra
en una red eléctrica, según la reivindicación 15,
caracterizado por que el controlador central está configurado
para determinar la ausencia de una unión conocida en la jerarquía de
la red eléctrica.
19. Un sistema para determinar una unión entre
un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra
en una red eléctrica, según la reivindicación 12,
caracterizado por que la pantalla está configurada para
mostrar un diagrama de circuito de por lo menos un componente del
sistema eléctrico.
20. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica que tiene una pluralidad de
dispositivos de monitorización acoplados a un conductor conectado a
tierra y a un conductor de conexión a tierra, caracterizado
por que comprende:
recibir datos de la tensión entre el conductor
conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, medidos
desde la pluralidad de dispositivos de monitorización;
determinar la orientación espacial de los datos
procedentes de la pluralidad de dispositivos de monitorización,
dentro de una jerarquía de la red eléctrica al caracterizar cómo los
dispositivos de monitorización están conectados entre sí en la red
eléctrica;
comparar los datos de tensión recibidos desde la
pluralidad de dispositivos de monitorización, para determinar la
localización en la jerarquía del dispositivo de monitorización que
mide la tensión más baja entre el conductor conectado a tierra y el
conductor de conexión a tierra; e
indicar la localización de una unión entre el
conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra,
como la localización del dispositivo de monitorización
determinado.
\vskip1.000000\baselineskip
21. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 20,
caracterizado por que comprende mostrar a un usuario una
indicación de si la unión es una unión correcta.
22. Un método para identificar problemas de
conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 20,
caracterizado por que comprende determinar automáticamente,
en función de la jerarquía, una primera localización en la que
debería existir una unión neutro-a tierra y, cuando
no existe una unión semejante, mostrar a un usuario una indicación
de que la primera localización requiere una unión
neutro-a tierra.
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