ES2823676T3 - Método y sistema para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica - Google Patents

Método y sistema para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica Download PDF

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Abstract

Método para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica, en donde dicha red de distribución de energía eléctrica (10) comprende una serie de líneas de distribución de energía eléctrica (11), teniendo conectados cada línea de distribución de energía eléctrica (11) una serie de puntos de acometida de carga (12), incluyendo cada punto de acometida de carga (12) al menos un contador de usuario (13), en donde el método comprende: - inyectar en una línea de dicha red de distribución de energía eléctrica (10), por al menos un equipo de prueba (TE), portátil, con capacidad de determinar su geolocalización y con un reloj sincronizado con un servidor externo, situado en la acometida de un contador de usuario (13), seleccionado de dicha serie de puntos de acometida de carga (12), una señal de código de una determinada duración y sincronizada con una señal portadora de la red eléctrica; - adquirir, por dicho equipo de prueba (TE), información referente a su geolocalización y el instante de tiempo en el que ha inyectado dicha señal de código, generando un registro de inyección de señal, y enviar mediante una unidad de comunicación del equipo de prueba (TE), a un servidor de computación (SC), remoto, dicho registro de inyección de señal generado junto con información relativa al punto de acometida donde la señal de código ha sido inyectada; - detectar, por un equipo receptor (RX) situado en la cabecera (14) de la red de distribución de energía eléctrica (10), o al menos aguas arriba del punto donde se sitúa el equipo de prueba (TE), con capacidad de determinar su geolocalización y con un reloj sincronizado con dicho servidor externo, la señal de código; - adquirir, por el equipo receptor (RX), el instante de tiempo en el que ha detectado la señal de código, generando un registro de detección de señal, y enviar por una unidad de comunicación del equipo receptor (RX), a dicho servidor de computación (SC), dicho registro de detección de señal generado; y - correlacionar, por dicho servidor de computación (SC), dichos registros de inyección de señal y de detección de señal para relacionar el punto de acometida con una línea de transmisión y cabecera determinadas e identificar unas condiciones de conectividad del citado punto de acometida.

Description

DESCRIPCIÓN
Método y sistema para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica
Campo de la técnica
La presente invención concierne en general al campo de los sistemas de detección de cargas conectadas en una red de distribución eléctrica, de baja o media tensión. En particular, la presente invención concierne a un método y a un sistema para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica a partir de inyección activa de señales.
Antecedentes
Por la patente EP-B1-3032269 del mismo solicitante que la presente invención se conoce un método para identificación de conectividades en redes eléctricas. El método permite la detección y registro de la conectividad de los consumidores finales registrando los patrones de consumos que generan las cargas, medidas por cada contador de usuario, y posteriormente se comparan dichos patrones de consumo con unos segundos registros de consumos medidos en las cabeceras de red (líneas, salida de transformador, etc.). Los registros se realizan sobre corrientes generadas por el propio consumidor final, y al no ser producidas expresamente para detectar la conectividad se denominan señales pasivas, es decir se trata de una corriente eléctrica que no ha sido inyectada o hecha circular en la red de energía eléctrica con el propósito de llevar a cabo la identificación de conectividades. Una corriente eléctrica pasiva es una corriente asociada a un consumo no forzado de energía por parte de una carga.
Por otro lado, para detectar conectividades en redes eléctricas también es conocido que un operario, cuyo trabajo es el de verificar y registrar las conectividades de los contadores de usuario, en campo, inyecte una señal cerca del contador de usuario, y otro aparato de cabecera instalado en la cabecera de las líneas o junto al transformador, con sensores en cada línea de distribución, detecta por cuál le ha llegado. Posteriormente el citado aparato de cabecera transmite el resultado a un equipo del operario, estando dicho equipo del operario conectado cerca del medidor por la propia red de energía eléctrica para que el operario visualice dicho resultado y proceda a su registro. Como en este modo se utilizan señales dedicadas, aportadas a la red se hablará de un sistema basado en señales activas. En este caso, para detectar las conectividades debe existir una comunicación directa entre el equipo receptor del operario y el aparato/equipo instalado en la cabecera de las líneas o en el transformador.
Los tipos de comunicación dedicada que suelen emplear este tipo de aparatos suelen ser punto a punto, como son comunicación por la red eléctrica (PLC) y radio.
Cada tipo de comunicación tiene asociados unos problemas:
- PLC:
o En redes de BT puede existir falta de cobertura en puntos alejados del Centro de Transformación
o En redes de MT dificultad de inyectar señal en cables (necesita unos acopladores caros y voluminosos, y solo para cables aislados)
o El espectro de la banda utilizable varía según los países, y en muchos casos no son los más adecuados para comunicar datos en distancias de cientos de metros.
- Radio:
o Existen problemas de cobertura cuando se accede a centralizaciones de contadores, los Centros de Transformación son subterráneos, etc.
Por lo tanto, se aprecia la necesidad de métodos de detección de conectividades basados en inyección activa de señales y comunicaciones alternativas cuando no existe comunicación directa entre el equipo que inyecta la señal y el equipo que la detecta.
Se puede encontrar más técnica anterior relevante en los documentos US 2016/109491 A1, US 2015/010093 A1 y AU 2014219246 B2.
Descripción de la invención
A tal fin, ejemplos de realización de la presente invención proporcionan de acuerdo a un primer aspecto un método según la reivindicación 1, para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica, en donde la citada red de distribución de energía eléctrica comprende una serie de líneas de distribución de energía eléctrica, teniendo conectados cada línea de distribución de energía eléctrica una serie de puntos de acometida de carga, e incluyendo cada punto de acometida de carga al menos un contador de usuario.
A diferencia de los métodos conocidos en el estado de la técnica, en el método propuesto, en primer lugar, se inyecta una señal de código, de una determinada duración y sincronizada con una señal portadora de la red eléctrica (es decir, 50 o 60Hz), por un equipo de prueba situado en la acometida de un contador de usuario, seleccionado de dicha serie de puntos de acometida de carga. El citado equipo de prueba es portátil, con capacidad de determinar su geolocalización (es decir incluye medios/unidades específicos/as para tal fin), preferiblemente de forma dinámica, por ejemplo, automáticamente por un sistema tipo GPS/GALILEo /GLONASS, o manualmente introduciendo la dirección, posición en un mapa, etc. e incluye un reloj sincronizado con un servidor externo. Asimismo, el equipo de prueba adquiere información relativa a su geolocalización y también el instante de tiempo en el que ha inyectado la señal de código, generando un registro de inyección de señal, y envía, mediante una unidad de comunicación del mismo, preferiblemente mediante una comunicación inalámbrica, a un servidor de computación remoto, el registro de inyección de señal generado junto con información relativa al punto de acometida donde la señal de código ha sido inyectada, por ejemplo un número de serie del contador de usuario, un identificador de acometida, información de posición del punto de acometida tal como una dirección, posición en mapa, geolocalización, etc. Este registro de inyección de señal podrá ser enviado en el mismo instante en que se ha inyectado la señal de código si existe conexión con el servidor de computación remoto, o podrá ser guardado en memoria para un posterior volcado en un momento posterior cuando exista comunicación.
Un equipo receptor situado en la cabecera de la red de distribución de energía eléctrica, con un reloj sincronizado con el citado servidor externo y con una geolocalización conocida, detecta la señal de código inyectada por alguno de los cables de líneas y fases que monitoriza y adquiere el instante de tiempo en el que la ha detectado, generando un registro de detección de señal. El equipo receptor también envía a través de una unidad de comunicación del mismo (en el mismo instante o posteriormente, dependiendo de la disponibilidad de comunicación), al citado servidor de computación, preferiblemente también vía una comunicación inalámbrica, el registro de detección de señal generado.
De este modo, el servidor de computación a la recepción de los registros de inyección de señal y de detección de señal correlaciona ambos, por ejemplo, mediante la ejecución/implementación de un algoritmo de “matching’’, para relacionar el punto de acometida con una línea de transmisión y cabecera determinadas e identificar así unas condiciones de conectividad del citado punto de acometida.
Un algoritmo de ‘matching’ sencillo, no limitativo, que puede ser implementado por el servidor de computación puede consistir en que, a la llegada de un registro de detección desde un equipo de cabecera (es decir, desde el equipo receptor), el servidor de computación espere a recibir un registro de inyección desde una localización cercana al equipo de cabecera, por ejemplo, en un radio de 1km en el caso de redes de Baja Tensión. El servidor de computación en este caso, podrá esperar un tiempo determinado, por ejemplo, unos cuantos días, hasta recibir el registro de inyección, por si el equipo de prueba portátil hubiese tenido problemas de comunicación.
Una vez recibidos los dos registros, si coinciden los registros temporales y provienen de lugares cercanos entre sí, el servidor de computación puede relacionar la información relativa al punto de acometida donde la señal de código ha sido inyectada con la posición eléctrica (Centro de Transformación, Línea y fase) por donde ha sido detectada la transmisión.
En un ejemplo de realización, la citada señal de código es una señal transitoria de corriente. La señal de código puede comprender unos pulsos de corriente de una duración entre 0.1 milisegundos y varios ciclos enteros de red (de 50 o 60Hz). Preferiblemente, la duración de los pulsos de corriente es de 2 milisegundos.
En un ejemplo de realización, la duración de los pulsos de corriente es fija.
Alternativamente, la señal de código puede comprender varios bits de información conteniendo al menos un identificador del equipo de prueba. Preferiblemente el número de bits será reducido y así evitar un calentamiento excesivo del equipo de prueba.
En un ejemplo de realización, el método comprende además enviar por parte del servidor de computación al equipo de prueba un resultado de las condiciones de conectividad calculadas.
Ejemplos de realización de la presente invención proporcionan de acuerdo a un segundo aspecto un sistema según la reivindicación 11 para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica. El sistema del segundo aspecto de la invención está configurado para implementar las diferentes etapas y ejemplos de realización del método del primer aspecto de la invención.
El sistema propuesto comprende un servidor de computación remoto que incluye uno o más procesadores y al menos una memoria; un equipo de prueba, portátil, con capacidad de determinar su geolocalización y que incluye un reloj sincronizado con un servidor externo, estando dicho equipo de prueba situado en la acometida de un contador de usuario, seleccionado de una serie de puntos de acometida de carga de una red de distribución eléctrica, y que incluye una unidad de comunicación; y un equipo receptor situado en la cabecera de la red de distribución de energía eléctrica, que incluye un reloj sincronizado también con el servidor externo y una unidad de comunicación. El equipo receptor no tiene comunicación directa con el equipo de prueba. El citado servidor de computación puede comprender varios servidores o estar distribuido en varios puntos. Asimismo, el servidor de computación puede ser físico o virtual, es decir estar implementado en la nube.
En el sistema propuesto, el equipo de prueba está dispuesto y configurado para: inyectar una señal de código de una determinada duración y sincronizada con una señal portadora de la red eléctrica; adquirir información referente a su geolocalización y el instante de tiempo en el que ha inyectado dicha señal de código, generando un registro de inyección de señal; y enviar al servidor de computación el registro de inyección de señal generado junto con información relativa al punto de acometida donde la señal de código ha sido inyectada. De igual modo, el equipo receptor está dispuesto y configurado para: detectar la señal de código inyectada; adquirir el instante de tiempo en el que la ha detectado, generando un registro de detección de señal; y enviar al servidor de computación dicho registro de detección de señal. Con los registros de inyección de señal y detección de señal recibidos, el servidor de computación, a través del procesador(es), puede relacionar el citado punto de acometida con una línea de transmisión y cabecera determinadas, e identificar unas condiciones de conectividad del citado punto de acometida. Mediante esta disposición de equipo de prueba, equipo receptor y servidor (o servidores) donde se realiza el cálculo de la conectividad se garantiza en todos los casos una actuación más eficaz sin depender de una comunicación directa entre el operario y un punto de cabecera.
Otras realizaciones de la invención que se exponen en el presente documento incluyen también productos de programas de ordenador para realizar las etapas y operaciones del método propuesto en el primer aspecto de la invención. Más particularmente, un producto de programa de ordenador es una realización que tiene un medio legible por ordenador que incluye instrucciones de programa informático codificadas en el mismo que cuando se ejecutan en al menos un procesador de un sistema informático producen al procesador realizar las operaciones indicadas en el presente documento como realizaciones de la invención.
Breve descripción de los dibujos
Las anteriores y otras ventajas y características se comprenderán más plenamente a partir de la siguiente descripción detallada de unos ejemplos de realización con referencia a los dibujos adjuntos, que deben tomarse a título ilustrativo y no limitativo, en los que:
La Fig. 1 muestra, esquemáticamente, un sistema para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica según un ejemplo de realización de la presente invención.
Las Figs. 2A, 2B y 2C ilustran diferentes ejemplos de realización de la señal de código que puede ser inyectada por el equipo de prueba.
Descripción detallada de unos ejemplos de realización
La presente invención proporciona un método y un sistema para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica, particularmente basado en inyección de señales activas.
En la Fig. 1 se muestra un ejemplo de realización del sistema propuesto. Tal como puede verse en la figura, el sistema se implementa en una red de distribución de energía eléctrica 10, ya sea de baja o media tensión, que comprende una serie de líneas de distribución de energía eléctrica 11. Cada línea de distribución de energía eléctrica 11 tiene asociada una serie de puntos de acometida de carga 12, incluyendo cada punto de acometida de carga 12 unos o varios contadores de usuario 13.
En el sistema propuesto, un equipo de prueba TE, portátil, se sitúa en la acometida de un contador de usuario 13, es decir aguas debajo de la red de distribución de energía eléctrica 10, cerca del punto cuya conectividad se desea conocer. Por otro lado, un equipo receptor RX se sitúa en la cabecera 14 de la red de distribución de energía eléctrica 10, es decir en el punto al cual se desea referenciar la conectividad. El equipo receptor RX está configurado con el equipo de prueba TE, preferiblemente vía un reloj interno incluido en ambos equipos y sincronizados con un servidor común externo (no ilustrado en la figura). Ambos equipos TE y RX pueden establecer comunicación, preferiblemente inalámbrica, con un servidor de computación SC a través de respectivas unidades de comunicación. El equipo de prueba TE, además de ser portátil e incluir el citado reloj, también está provisto de medios/unidades con capacidad de determinar su geolocalización, preferiblemente de forma dinámica. Por ejemplo, automáticamente por un sistema GPS/GALILEO/GLONASS, o manualmente.
Para detectar la conectividad del citado punto, el equipo de prueba TE inyecta una señal de código tal como una señal transitoria de corriente de una duración de entre 0.1 ms hasta varios ciclos de red (20 ms a 50 Hz, 16.6 ms a 60 Hz), preferiblemente de 2 milisegundos, y sincronizada con una señal portadora de la red eléctrica (es decir a 50-60Hz), adquiriendo (o etiquetando) su geolocalización y el instante de tiempo en el que ha inyectado la señal de código, y consecuentemente generando un registro de inyección de señal. El equipo de prueba TE también envía al citado servidor de computación SC el registro de inyección de señal que ha generado junto con información relativa al punto de acometida donde la señal de código ha sido inyectada, por ejemplo, número de serie del contador 13, dirección, información de geolocalización, etc.
Por su parte, el equipo receptor RX puede detectar la señal de código inyectada por el equipo de prueba TE y adquirir (o etiquetar) el instante de tiempo en el que la ha detectado, generando un registro de detección de señal. El registro de detección de señal es enviado por el equipo receptor RX al citado servidor de computación SC.
Con la información recibida, el servidor de computación SC relaciona el punto de acometida con una línea de transmisión y cabecera determinadas, e identifica las condiciones de conectividad del citado punto de acometida. Para tal fin, el servidor de computación mediante uno o más de sus procesadores en general ejecutará un algoritmo que correlaciona ambos registros de inyección de señal y de detección de señal. El resultado puede ser enviado al equipo de prueba TE para que por ejemplo un operario verifique la correcta ejecución del proceso de identificación de conectividad.
Con referencia ahora a la Fig. 2 (ver Figs. 2A, 2B y 2C) en la misma se muestran diferentes ejemplos de realización de la señal de código que puede ser inyectada por el equipo de prueba TE. En estos ejemplos de realización particulares, la señal de código se compone de varios pulsos (o ciclos) de corriente, donde un 0 indica que no ha habido pulso y un 1 indica que se ha inyectado un pulso. Por ejemplo, una codificación podría ser [01011010]. Como los pulsos de corriente contienen mucha energía para poder ser detectados en la cabecera 14 de la red de distribución de energía eléctrica 10, preferiblemente no se transmitirán un gran número de ellos para codificar información, ya que el equipo de prueba TE se podría calentar en exceso, lo que implicaría tener que disponer de un equipo de prueba más grande y costoso, y al ser un equipo portátil lo anterior supondría un inconveniente. Así, en el sistema propuesto la señal de código inyectada será o bien fija, o bien codificará simplemente unos pocos bits o bytes de información, para transmitir por ejemplo un identificador del equipo de prueba TE. Debido a estas restricciones en la cantidad de la señal de código a inyectar no se considera adecuado codificar datos sobre el punto donde se inyecta la señal, como podría ser el número de serie del contador 13 a identificar, dirección del lugar, información de geolocalización, etc.
El equipo receptor RX puede incluir asimismo un sistema de discriminación de la señal de código frente al resto de corrientes pasivas que circulan por la red de distribución de energía eléctrica 10.
En una realización alternativa se ha previsto que tanto el equipo de prueba como el equipo receptor no envíen los respectivos registros de inyección de señal y de detección de señal al servidor de computación SC, sino que sea éste u otro dispositivo de computación el cual se conecte a ambos equipos (equipo de prueba y equipo receptor) para consultar los datos adquiridos y realizar entonces la correlación.
En la presente memoria, la palabra "comprende", “incluye”, etc. y sus variantes, tales como "que comprende", “que incluye”, etc. no deben ser interpretados de manera exclusiva, es decir, el uso de esos términos no excluye la posibilidad de que la invención tal y como se ha descrito anteriormente pueda incluir otros elementos, pasos, etc. Además, la invención no se limita a las realizaciones específicas descritas, sino que abarca también, por ejemplo, variantes de las mismas que puedan ser realizadas por una persona experta en la técnica, por ejemplo, respecto a la elección de materiales, dimensiones, componentes, configuraciones, etc., sin apartarse del alcance de la invención tal como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims (11)

REIVINDICACIONES
1. Método para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica, en donde dicha red de distribución de energía eléctrica (10) comprende una serie de líneas de distribución de energía eléctrica (11), teniendo conectados cada línea de distribución de energía eléctrica (11) una serie de puntos de acometida de carga (12), incluyendo cada punto de acometida de carga (12) al menos un contador de usuario (13), en donde el método comprende:
- inyectar en una línea de dicha red de distribución de energía eléctrica (10), por al menos un equipo de prueba (TE), portátil, con capacidad de determinar su geolocalización y con un reloj sincronizado con un servidor externo, situado en la acometida de un contador de usuario (13), seleccionado de dicha serie de puntos de acometida de carga (12), una señal de código de una determinada duración y sincronizada con una señal portadora de la red eléctrica;
- adquirir, por dicho equipo de prueba (TE), información referente a su geolocalización y el instante de tiempo en el que ha inyectado dicha señal de código, generando un registro de inyección de señal, y enviar mediante una unidad de comunicación del equipo de prueba (TE), a un servidor de computación (SC), remoto, dicho registro de inyección de señal generado junto con información relativa al punto de acometida donde la señal de código ha sido inyectada; - detectar, por un equipo receptor (RX) situado en la cabecera (14) de la red de distribución de energía eléctrica (10), o al menos aguas arriba del punto donde se sitúa el equipo de prueba (TE), con capacidad de determinar su geolocalización y con un reloj sincronizado con dicho servidor externo, la señal de código;
- adquirir, por el equipo receptor (RX), el instante de tiempo en el que ha detectado la señal de código, generando un registro de detección de señal, y enviar por una unidad de comunicación del equipo receptor (RX), a dicho servidor de computación (SC), dicho registro de detección de señal generado; y
- correlacionar, por dicho servidor de computación (SC), dichos registros de inyección de señal y de detección de señal para relacionar el punto de acometida con una línea de transmisión y cabecera determinadas e identificar unas condiciones de conectividad del citado punto de acometida.
2. Método según la reivindicación 1, en donde dicha señal de código es una señal transitoria de corriente.
3. Método según la reivindicación 2, en donde la señal de código comprende unos pulsos de corriente de una duración entre 0.1 milisegundos y varios ciclos enteros de red.
4. Método, según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la duración de los pulsos de corriente es fija.
5. Método según la reivindicación 3 o 4, en donde la duración de los pulsos de corriente es de 2 milisegundos.
6. Método según la reivindicación 2, en donde la señal de código comprende varios bits de información conteniendo al menos un identificador del equipo de prueba (TE).
7. Método según la reivindicación 1, en donde la información relativa al punto de acometida comprende información del punto de acometida incluyendo un número de serie del contador de usuario (13) y/o un identificador de acometida, e información de posición del punto de acometida incluyendo dirección, posición en mapa y/o geolocalización.
8. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende además enviar por parte de dicho servidor de computación (SC) al equipo de prueba (TE) un resultado de dichas condiciones de conectividad.
9. Método según la reivindicación 1 o 7, en donde la inyección de la señal de código y el envío del registro de inyección de señal generado junto con la información relativa al punto de acometida se realizan al mismo tiempo.
10. Método según la reivindicación 1 o 7, en donde el método comprende además almacenar en una memoria del equipo de prueba (TE) el registro de inyección de señal generado previamente a su envío.
11. Sistema para detección de conectividades en una red de distribución de energía eléctrica, en donde dicha red de distribución de energía eléctrica (10) comprende una serie de líneas de distribución de energía eléctrica (11), teniendo conectados cada línea de distribución de energía eléctrica (11) una serie de puntos de acometida de carga (12), incluyendo cada punto de acometida de carga (12) al menos un contador de usuario (13), en donde el sistema comprende:
- un servidor de computación (SC), remoto, que incluye uno o más procesadores y al menos una memoria; - un equipo de prueba (TE), portátil, con capacidad de determinar su geolocalización y que incluye un reloj sincronizado con un servidor externo, estando dicho equipo de prueba (TE) situado en la acometida de un contador de usuario (13), seleccionado de dicha serie de puntos de acometida de carga (12), para inyección de una señal de código de una determinada duración y sincronizada con una señal portadora de la red eléctrica, adquiriendo información referente a su geolocalización y el instante de tiempo en el que ha inyectado dicha señal de código, generando un registro de inyección de señal, e incluyendo dicho equipo de prueba (TE) una unidad de comunicación para envío a dicho servidor de computación (SC), de dicho registro de inyección de señal junto con información relativa al punto de acometida donde la señal de código ha sido inyectada; y
- un equipo receptor (RX) situado en la cabecera (14) de la red de distribución de energía eléctrica (10), o al menos aguas arriba del punto donde se sitúa el equipo de prueba (TE), con capacidad de determinar su geolocalización y que incluye un reloj sincronizado con dicho servidor externo, estando configurado dicho equipo receptor (RX) para detectar la señal de código y adquirir el instante de tiempo en el que la ha detectado, generando un registro de detección de señal, e incluyendo dicho equipo receptor (RX) una unidad de comunicación para enviar al servidor de computación (SC) dicho registro de detección de señal,
en donde dicho uno o más procesadores del servidor de computación (SC) están configurados para correlacionar los registros de inyección de señal y de detección de señal para relacionar dicho punto de acometida con una línea de transmisión y cabecera determinadas, e identificar unas condiciones de conectividad del citado punto de acometida.
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