ES2895936T3 - Predicción de fallos en redes de transmisión eléctrica - Google Patents

Predicción de fallos en redes de transmisión eléctrica Download PDF

Info

Publication number
ES2895936T3
ES2895936T3 ES07849550T ES07849550T ES2895936T3 ES 2895936 T3 ES2895936 T3 ES 2895936T3 ES 07849550 T ES07849550 T ES 07849550T ES 07849550 T ES07849550 T ES 07849550T ES 2895936 T3 ES2895936 T3 ES 2895936T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
current measurement
electrical
current
measurements
leakage current
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES07849550T
Other languages
English (en)
Inventor
Boris Fradkin
Sabatino Nacson
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ELECTRICAL GRID MONITORING Ltd
Original Assignee
ELECTRICAL GRID MONITORING Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ELECTRICAL GRID MONITORING Ltd filed Critical ELECTRICAL GRID MONITORING Ltd
Application granted granted Critical
Publication of ES2895936T3 publication Critical patent/ES2895936T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/50—Testing of electric apparatus, lines, cables or components for short-circuits, continuity, leakage current or incorrect line connections
    • G01R31/52—Testing for short-circuits, leakage current or ground faults
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/25—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof using digital measurement techniques
    • G01R19/2513—Arrangements for monitoring electric power systems, e.g. power lines or loads; Logging
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • G01R31/11—Locating faults in cables, transmission lines, or networks using pulse reflection methods
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R35/00—Testing or calibrating of apparatus covered by the other groups of this subclass
    • G01R35/02—Testing or calibrating of apparatus covered by the other groups of this subclass of auxiliary devices, e.g. of instrument transformers according to prescribed transformation ratio, phase angle, or wattage rating

Abstract

Un método para determinar la corriente de fuga en una red de transmisión eléctrica (12), dicho método que comprende: distribuir una pluralidad de dispositivos de medición de corriente eléctrica (11) dentro de dicha red de transmisión eléctrica; realizar mediciones de corriente eléctrica en un conductor portador de fase de la línea eléctrica, mediante al menos dos de dichos dispositivos de medición de corriente eléctrica (11), mientras se obtiene energía eléctrica para operar cada dispositivo de medición de corriente a partir del campo electromagnético que rodea dicho conductor de la línea eléctrica; comunicar las mediciones de al menos uno de dichos dispositivos de medición de corriente eléctrica (11) dentro de dicha red; analizar dichas mediciones para calcular la corriente de fuga en dicha red de transmisión eléctrica; y emitir la corriente de fuga calculada; caracterizado porque dicho análisis incluye la comparación entre las mediciones de corriente eléctrica que se realizan simultáneamente para al menos dos puntos de medición adyacentes a lo largo del conductor portador de fase de la línea eléctrica.

Description

DESCRIPCIÓN
Predicción de fallos en redes de transmisión eléctrica
Referencia cruzada a solicitudes relacionadas
Esta solicitud reclama prioridad de la solicitud de patente provisional de Estados Unidos con núm. de serie 60/869360 presentada el 11 de diciembre de 2006, que se titula "Fault Prediction in Electric Transmission Networks". Campo y antecedentes de la invención
La presente invención se refiere a la detección de fallos dentro de las redes de transmisión eléctrica y, más particularmente, pero no exclusivamente, a la localización y medición de corrientes de fuga en una red de transmisión eléctrica.
El aislamiento eléctrico de los cables de una red de transmisión eléctrica se deteriora con el tiempo. Los fallos de aislamiento provocan una corriente de fuga localizada. Las corrientes de fuga provocan pérdidas de energía, aumentan el consumo de combustible y requieren una mayor inversión en las instalaciones de generación de energía. Las corrientes de fuga fuertes son peligrosas para los humanos, especialmente para los trabajadores de mantenimiento de la red. Si un fallo de aislamiento no se localiza y repara a tiempo, puede dañar la red (tal como los cables vecinos) y provocar un corte de energía. Las corrientes de fuga pueden provocar cortes de energía que pueden dañar los equipos electrónicos que se alimentan de la red.
La localización de corrientes de fuga en una red de transmisión eléctrica operativa se realiza actualmente de manera manual y, por lo tanto, con poca frecuencia. Cada segmento de la red se prueba en un momento diferente y, por lo tanto, no hay una medición continua de ninguna parte de la red y no se conoce la condición de la red en su conjunto. Por lo tanto, hay una necesidad ampliamente reconocida de, y sería muy ventajoso tener, un sistema de predicción de fallos de aislamiento para las redes de transmisión eléctrica libre de las limitaciones anteriores.
El documento US 2005/225909 describe un disyuntor que incluye un transformador de corriente de fase cero para determinar la presencia de una corriente de fuga en la carga adjunta al disyuntor.
El documento US 2003/112015 describe un método para medir la corriente del componente de resistencia que se incluye en una corriente de fuga, mediante el muestreo de la forma de onda de la señal de al menos un ciclo de AC. El documento WO 96/05516 se relaciona con un sistema para monitorear un sistema de doble tensión sin conexión a tierra, que inyecta una corriente de medición de onda sinusoidal continua en un terminal de tierra para generar una tensión de medición a través de una impedancia de falla.
El documento DE 101 51775 describe un método para calcular la distancia del punto de fallo a un fallo a tierra unipolar en una red de energía eléctrica.
"Ground fault detection in multiple source solidly grounded systems via the single-processor concept for circuit protection", Valdes y otros, Pulp and Paper Industry Technical Conference, 2005., es un artículo teórico que sugiere que la protección de sobrecorriente y corriente de fallo se proporciona a los circuitos eléctricos al dividir un circuito eléctrico en zonas y calcular y entonces comparar todas las corrientes residuales dentro y fuera de tal zona.
El documento US 6507 184 B1 describe un dispositivo para calcular la corriente diferencial entre un primer y un segundo terminal de un dispositivo en un sistema de energía trifásico, donde el dispositivo introduce una diferencia de fase entre la corriente a través del primer y segundo terminal.
Resumen de la invención
La presente invención proporciona un método para medir la corriente de fuga en una red de transmisión eléctrica como se define en la reivindicación adjunta 1. También se proporciona un dispositivo de medición de corriente de fuga como se define en la reivindicación adjunta 9. Pueden proporcionarse características adicionales como se define en las reivindicaciones dependientes y como se menciona más abajo.
La red de transmisión eléctrica puede contener una red de transmisión eléctrica subterránea y/o una red de transmisión eléctrica aérea.
La etapa de análisis puede incluir detectar una excepción de corriente de fuga y/o predecir un fallo en la red de transmisión eléctrica, en donde la predicción de fallo se asocia con la corriente de fuga.
La etapa de realizar mediciones puede realizarse de una manera que puede ser cualquiera de automáticamente, continuamente, repetidamente, a petición de otro de la pluralidad de dispositivos de medición de corriente eléctrica, sincrónicamente con otro de la pluralidad de dispositivos de medición de corriente eléctrica y manualmente.
La etapa de analizar las mediciones puede realizarse de una manera que puede ser cualquiera de: automáticamente, continuamente, repetidamente, a petición de otros dispositivos de medición de corriente de fuga, sincrónicamente con otros dispositivos de medición de corriente de fuga y manualmente.
La etapa de comunicar las mediciones a un centro de control y análisis puede incluir comunicar las mediciones directamente desde los dispositivos de medición de corriente eléctrica a las mediciones de un centro de control y análisis.
Los dispositivos de medición de corriente eléctrica obtienen la energía eléctrica de un campo electromagnético que rodea un conductor de línea eléctrica.
La etapa de analizar las mediciones para detectar una excepción puede incluir el uso de un sistema experto.
El método puede incluir proporcionar una alarma al detectar la excepción, la alarma que se proporciona a un usuario y/o un sistema informático de información.
La interfaz de comunicación puede operarse para comunicarse mediante el uso de tecnología de comunicación de portadora de línea eléctrica (PLC).
El conductor eléctrico puede ser un componente de una red de transmisión eléctrica.
El centro de control y análisis es preferentemente operativo adicionalmente para comunicar instrucciones a al menos uno de la pluralidad de dispositivos de medición de corriente de fuga, en donde las instrucciones comprenden cualquiera de:
instrucciones relativas a la etapa de realizar las mediciones,
instrucciones relativas a la etapa de realizar el análisis, e
instrucciones relativas a la autocomprobación del dispositivo de medición de corriente eléctrica, y para recibir respuestas relativas a las instrucciones de al menos uno de la pluralidad de dispositivos de medición de corriente de fuga.
A menos que se defina de cualquier otra manera, todos los términos técnicos y científicos usados en la presente tienen el mismo significado que comúnmente entiende un experto en la técnica a la que pertenece esta invención. Los materiales, métodos y ejemplos que se proporcionan en la presente son solo ilustrativos y no pretenden ser limitantes.
La implementación del método y sistema de la presente invención implica realizar o completar ciertas tareas o etapas que se seleccionan manualmente, automáticamente o una combinación de los mismos. Además, de acuerdo con la instrumentación y el equipo reales de las modalidades preferidas del método y sistema de la presente invención, varias etapas que se seleccionan podrían implementarse por hardware o por software en cualquier sistema operativo de cualquier microprograma o una combinación de los mismos, por ejemplo, como hardware, las etapas que se seleccionan de la invención podrían implementarse como un chip o un circuito. Como software, las etapas que se seleccionan de la invención podrían implementarse como una pluralidad de instrucciones de software que se ejecutan por un ordenador mediante el uso de cualquier sistema operativo adecuado. En cualquier caso, las etapas que se seleccionan del método y sistema de la invención podrían describirse como que se realizan por un procesador de datos, tal como una plataforma informática para ejecutar una pluralidad de instrucciones.
Breve descripción de los dibujos
La invención se describe en la presente, sólo a manera de ejemplo, con referencia a los dibujos acompañantes. Con referencia específica ahora a los dibujos en detalle, se enfatiza que las particularidades que se muestran son a manera de ejemplo y para propósitos de descripción ilustrativa solamente de las modalidades preferidas de la presente invención, y se presentan con el fin de proporcionar lo que se cree que es la descripción más útil y fácil de entender de los principios y aspectos conceptuales de la invención. Con respecto a esto, no se hace un intento de mostrar los detalles estructurales de la invención con más detalle de lo necesario para un entendimiento fundamental de la invención, la descripción que se toma con los dibujos hace evidente para los expertos en la técnica cómo las varias formas de la invención pueden incorporarse en la práctica.
En los dibujos:
La Figura 1 es una ilustración simplificada de un sistema de medición de corriente de fuga de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención;
La Figura 2 es una ilustración simplificada de un dispositivo de medición de corriente monofásico que mide la corriente eléctrica dentro del conductor eléctrico;
La Figura 3 es una ilustración simplificada de un dispositivo de medición de corriente monofásico, que se basa en un PLC;
La Figura 4 es una ilustración simplificada de un sensor de corriente de triple bobina que se conecta al dispositivo de medición de corriente monofásico, que se basa en un PLC;
La Figura 5 es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo de medición de corriente monofásico, que se basa en un PLC;
La Figura 6 es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo de medición de corriente trifásico de acuerdo con una modalidad de la presente invención;
La Figura 7 es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo de medición de corriente trifásico de acuerdo con otra modalidad de la presente invención;
La Figura 8 es un diagrama de flujo simplificado de un programa de software de medición de corriente eléctrica 1, que se ejecuta por los dispositivos de medición de corriente;
La Figura 9 es un diagrama de flujo simplificado de un programa de software que se ejecuta preferentemente por el controlador central; y
La Figura 10 es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo de medición de corriente en el dominio del tiempo.
Descripción detallada de la invención
Los principios y la operación de un sistema de predicción de fallos de aislamiento de una red de transmisión eléctrica de acuerdo con la presente invención pueden entenderse mejor con referencia a los dibujos y la descripción acompañante.
Se aprecia que la presente invención también es capaz de detectar eventos, condiciones y excepciones distintas de las que se asocian con los fallos de aislamiento. Por ejemplo, una modalidad preferida de la presente invención es capaz de medir la carga dinámica de la red, la reactancia inadecuada, la conductancia inadecuada (por ejemplo, la no linealidad), etc.
Antes de explicar al menos una modalidad de la invención en detalle, debe entenderse que la invención no se limita en su aplicación a los detalles de construcción y a la disposición de los componentes que se establecen en la siguiente descripción o que se ilustran en los dibujos. La invención es capaz de otras modalidades o de practicarse o llevarse a cabo en diversas formas. Además, debe entenderse que la fraseología y la terminología que se emplean en la presente son para el propósito de la descripción y no deben considerarse como limitantes.
En este documento, un elemento de un dibujo que no se describe dentro del alcance del dibujo y que se etiqueta con un número que se ha descrito en un dibujo anterior tiene el mismo uso y descripción como en los dibujos anteriores. De manera similar, un elemento que se identifica en el texto por un número que no aparece en el dibujo descrito por el texto, tiene el mismo uso y descripción como en los dibujos anteriores donde se describió.
En este documento, los términos red de transmisión eléctrica, red de transmisión de electricidad, transmisión de energía eléctrica, línea eléctrica, transmisión de energía y red de energía pueden usarse indistintamente y se refieren a cualquiera o a ambas transmisiones subterráneas y aéreas.
Se hace referencia ahora a la Figura 1, que es una ilustración simplificada de un sistema de medición de corriente de fuga 10 de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención.
Como se muestra en la Figura 1, el sistema de medición de corriente de fuga 10 incluye preferentemente una pluralidad de dispositivos de medición de corriente 11 que se distribuyen sobre una red de transmisión eléctrica 12. Preferentemente, el sistema de medición de corriente de fuga 10 también incluye al menos un controlador central 13. Preferentemente, uno de los controladores centrales 13 es un controlador central maestro 14, que se posiciona preferentemente aguas arriba.
Los controladores centrales 13 se comunican preferentemente con los dispositivos de medición de corriente 11 mediante el uso de cualquier tecnología de comunicación adecuada, preferentemente mediante el uso de la tecnología de comunicación de portadora de línea eléctrica (PLC). Preferentemente, cada uno de los controladores centrales 13 usa una interfaz de comunicación, preferentemente un módulo de PLC 15. Preferentemente, cada uno de los controladores centrales 13 controla un segmento diferente de la red de transmisión eléctrica 12. Opcionalmente, los segmentos que se controlan por los diferentes controladores centrales 13 se superponen al menos parcialmente para proporcionar redundancia de manera que el sistema de medición de corriente de fuga 10 sea resiliente a un fallo de uno o más controladores centrales 13.
Se aprecia que los controladores centrales 13 pueden conectarse a una red de comunicación por cable, preferentemente una red de comunicación que se basa en el Protocolo de Internet (IP). Se aprecia que uno o más de la pluralidad de controladores centrales 13 se usan como un controlador central maestro para controlar los otros controladores centrales 13.
Se aprecia además que la comunicación por cable mencionada anteriormente puede usar cable de tierra aéreo compuesto de fibra óptica (OPGW), o autoportante totalmente dieléctrico (ADSS), o instalaciones de comunicación similares que pueden desplegarse a lo largo de la red de transmisión eléctrica. También se aprecia que la comunicación dentro de la red puede usar tecnologías de comunicación inalámbrica, tales como wifi o WiMAX, o una combinación de tecnologías inalámbricas, por cable (ópticas y/o conductoras) y PLC.
Ya sea mediante el uso de la tecnología de comunicación alámbrica, la tecnología de comunicación inalámbrica, la tecnología de comunicación de PLC o cualquier otra tecnología de comunicación, el sistema de medición de corriente de fuga 10 puede usar tecnología de comunicación de corto alcance o la tecnología de comunicación de largo alcance. Mediante el uso de la tecnología de comunicación de largo alcance (alámbrica, inalámbrica, PLC, etc.), los dispositivos de medición de corriente 11 se comunican preferentemente de manera directa con su controlador central 13. Alternativamente, mediante el uso de la tecnología de comunicación de corto alcance (alámbrica, inalámbrica, PLC, etc.), los dispositivos de medición de corriente 11 se comunican preferentemente con sus dispositivos de medición de corriente 11 vecinos, que transmiten la comunicación aguas arriba hasta que alcanza el controlador central maestro 14 y viceversa.
Preferentemente, los dispositivos de medición de corriente 11 se comunican directa o indirectamente, a través de los controladores centrales 13, con el controlador central maestro 14. Preferentemente, los controladores centrales 13 se comunican con el controlador central maestro 14.
Se aprecia que la red de transmisión eléctrica 12 es una red de transmisión trifásica 12 y que los dispositivos de medición de corriente 11 son dispositivos de medición de corriente trifásicos. Se aprecia que también son posibles otras configuraciones.
Se hace referencia ahora a la Figura 2, que es una ilustración simplificada de un dispositivo de medición de corriente monofásico 16 que mide la corriente eléctrica 17 dentro de un conductor eléctrico 18, de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención. Como se ve en la Figura 2, el conductor eléctrico 18 lleva la corriente eléctrica 17 y resiste una corriente de fuga 19.
Se aprecia que el conductor eléctrico 18 se envuelve preferentemente con un material aislante 20 y que la corriente de fuga 19 fluye a través del material aislante 20. También se aprecia que la corriente de fuga 19 puede existir en cualquier conductor, incluso cuando no se usa material aislante 20, y se asocia con la disminución de la corriente eléctrica a lo largo del conductor eléctrico 18.
Se aprecia que, en una red de transmisión aérea, el aislamiento puede referirse al aire alrededor del conductor o a los aislantes usados para colgar los conductores de postes o mástiles eléctricos. Por ejemplo, una fuga en una red de transmisión aérea puede ocurrir a lo largo de la línea entre postes, entre el conductor y la tierra, entre dos conductores, entre un conductor de fase y un conductor de tierra, a través de un aislante o a lo largo de un poste. Preferentemente, el dispositivo de medición de corriente monofásico 16 contiene un sensor de corriente 21 y una unidad de medición 22 que se conectan preferentemente por cables eléctricos 23. Preferentemente, el sensor de corriente 21 es una bobina, que se envuelve preferentemente en un toroide. El sensor de corriente 21 mide preferentemente la corriente eléctrica 17 dentro del conductor eléctrico 18 al medir la inductancia electromagnética resultante, y sin contacto galvánico con el conductor eléctrico 18.
Se hace referencia ahora a la Figura 3, que es una ilustración simplificada de un dispositivo de medición de corriente monofásico 24, que se basa en PLC, de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención.
Como se muestra en la Figura 3, el dispositivo de medición de corriente monofásico 24, que se basa en PLC, incluye la unidad de medición 22, el sensor de corriente 21 que se conecta preferentemente a la unidad de medición 22 a través de cables 23, y una interfaz de comunicación, preferentemente una interfaz de PLC 25, que se conecta preferentemente a la unidad de medición 22 a través de cables 26. Preferentemente, la interfaz de PLC se conecta al conductor 18 mediante el uso de la inductancia, preferentemente mediante el uso de una bobina de inductancia toroidal.
Preferentemente, el dispositivo de medición de corriente 24 incluye adicionalmente una interfaz de energía 27, que se conecta preferentemente a la unidad de medición 22 a través de cables 28. La interfaz de energía 27 obtiene energía eléctrica para operar el dispositivo de medición de corriente 24 del campo electromagnético que rodea al conductor 18. Preferentemente, la interfaz de energía 27 usa una bobina de inductancia toroidal.
Se hace referencia ahora a la Figura 4, que es una ilustración simplificada de un sensor de corriente de triple bobina 29 que se conecta al dispositivo de medición de corriente monofásico 24, que se basa en PLC, de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención.
Como se muestra en la Figura 4, el sensor de corriente de triple bobina 29 incluye preferentemente tres bobinas 30 que se envuelven en un toroide 31. La bobina 32 se usa preferentemente para detectar la corriente eléctrica en el conductor y se conecta preferentemente al dispositivo de medición de corriente 24 a través de cables 23. La bobina 33 se usa preferentemente para detectar e inducir señales de PLC, y se conecta preferentemente al dispositivo de medición de corriente 24 a través de cables 26. La bobina 34 se usa preferentemente para recolectar energía eléctrica, y se conecta preferentemente al dispositivo de medición de corriente 24 a través de cables 28.
Se hace referencia ahora a la Figura 5, que es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo de medición de corriente monofásico 35, que se basa en PLC, de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención. El dispositivo de medición de corriente 35 es preferentemente compatible con el dispositivo de medición de corriente 24 que se ilustra en las Figuras 3 y 4.
El dispositivo de medición de corriente monofásico 35 que se basa en PLC se conecta a la red de transmisión eléctrica 12. Preferentemente, la red de transmisión 12 es una red de transmisión trifásica 36. Preferentemente, el dispositivo de medición de corriente 35 se conecta a la red de transmisión 12 mediante el uso del sensor de corriente de triple bobina 29 que se ilustra en la Figura 4. Se aprecia que, alternativamente, el dispositivo de medición de corriente 35 se conecta a la red de transmisión 12 en la configuración que se ilustra en la Figura 3. El dispositivo de medición de corriente monofásico 35 que se basa en PLC incluye preferentemente los siguientes componentes principales:
una unidad de medición 37 que se conecta al sensor de corriente 21, que se configura preferentemente como parte del sensor de corriente de triple bobina 29;
una unidad de comunicación 38 que se conecta a la interfaz de PLC 25, que se configura preferentemente como parte del sensor de corriente de triple bobina 29;
una unidad de suministro de energía 39 que se conecta a una interfaz de energía 27, que se configura preferentemente como parte del sensor de corriente de triple bobina 29;
una unidad de prueba incorporada (BIT) 40 que se conecta preferentemente a la unidad de medición 37, a la unidad de comunicación 38 y a la unidad de suministro de energía 39 de una manera que permita la prueba de estas unidades;
una unidad de procesamiento 41, que se conecta preferentemente a todas las demás unidades a través de un bus 42.
La unidad de suministro de energía 39 incluye preferentemente un circuito de interfaz 43, un circuito rectificador y de filtro 44, un estabilizador de tensión 45 y un convertidor de tensión 46. La unidad de suministro de energía 39 convierte preferentemente la energía eléctrica que se recolecta a través de la interfaz de energía 27 a una energía eléctrica útil para operar el dispositivo de medición de corriente 35 y distribuye la energía eléctrica (Vcc) a todas las demás unidades y módulos del dispositivo de medición de corriente monofásico 35 que se basa en PLC.
La unidad de medición 37 contiene preferentemente un módulo de interfaz analógico 47 que se conecta al sensor de corriente 21 y un convertidor de analógico a digital 48 que convierte la señal analógica que se recibe desde el módulo de interfaz analógico en una señal digital que se transmite a través del bus 42 a la unidad de procesamiento 41.
La unidad de procesamiento 41 incluye preferentemente un procesador 49, una memoria 50 y un reloj 51, o cualquier otro tipo de dispositivo de almacenamiento. La memoria contiene preferentemente un programa de software, la configuración de la medición, los parámetros de análisis y los datos de medición.
La unidad de comunicación 38 contiene preferentemente un circuito de interfaz 52 que se conecta a la interfaz de PLC 25 y un módem de PLC 53. Se aprecia que la unidad de comunicación 38 puede usar cualquier tecnología de comunicación adecuada y que la tecnología de PLC es un ejemplo preferido. Por ejemplo, la unidad de comunicación 38 puede usar tecnología de comunicación por cable tal como cable de tierra aéreo compuesto de fibra óptica (OPGW), autoportante totalmente dieléctrico (ADSS) o tecnologías de comunicación inalámbrica tales como wifi o WiMAX,
Se aprecia que cualquiera o ambas de la unidad de comunicación 38 y la unidad de suministro de energía 39 pueden conectarse a una sola fase, como se muestra en la Figura 5, o, alternativamente, a dos fases, o, también alternativamente, a todas las tres fases de la red de transmisión de corriente 36.
Preferentemente, la unidad de medición 37 mide continuamente la corriente eléctrica a través del sensor de corriente 21. Preferentemente, la unidad de procesamiento 41 muestrea las mediciones de corriente de manera periódica y/o repetitiva y/o continua. La unidad de procesamiento 41 analiza las mediciones de corriente, preferentemente de manera continua, preferentemente de acuerdo con la configuración de medición y los parámetros de análisis. Por ejemplo, la unidad de medición 37 analiza las mediciones de corriente al realizar cálculos estadísticos sobre las mediciones. Preferentemente, la unidad de medición 37 almacena los datos de medición en la memoria 50, preferentemente de acuerdo con los parámetros de configuración de la medición. Si re requiere, preferentemente de acuerdo con los parámetros de configuración de la medición, los datos de medición y los resultados del análisis se envían a través de la unidad de comunicación 38.
Opcional y preferentemente, la unidad de procesamiento 41 es capaz de recibir, a través de la unidad de comunicación 38, los datos de la medición de corriente y los resultados del análisis de otros dispositivos de medición de corriente 11. Preferentemente, la unidad de procesamiento 41 es capaz de transmitir los datos de medición de corriente y los resultados del análisis de otros dispositivos de medición de corriente 11. Preferentemente, la unidad de procesamiento 41 es capaz de incorporar los datos de medición de corriente y los resultados del análisis de otros dispositivos de medición de corriente 11 en el análisis de las mediciones de corriente eléctrica.
Opcional y preferentemente, la unidad de procesamiento 41 es capaz de recibir, a través de la unidad de comunicación 38, las actualizaciones del software y las actualizaciones de la configuración de medición y los parámetros de análisis.
Se hace referencia ahora a la Figura 6, que es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo de medición de corriente trifásica 54, de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención. El dispositivo de medición de corriente 54 es otra modalidad preferida de los dispositivos de medición de corriente 11 de la Figura 1. El dispositivo de medición de corriente 54 incluye preferentemente los siguientes componentes principales:
una unidad de adaptador de red 55, que se conecta a la red de transmisión trifásica;
una unidad de medición trifásica 56, que contiene preferentemente tres unidades de medición monofásicas 57, que se conectan a la unidad de adaptador de red 55, preferentemente de manera interna al dispositivo de medición de corriente 54;
una unidad de comunicación 58 que se conecta a la unidad de adaptador de red 55, preferentemente de manera interna al dispositivo de medición de corriente 54;
una unidad de suministro de energía 59 que se conecta a la unidad de adaptador de red 55, preferentemente de manera interna al dispositivo de medición de corriente 54;
una unidad de prueba incorporada (BIT) 60 que se conecta preferentemente a la unidad de medición trifásica 56, a la unidad de comunicación 58 y a la unidad de suministro de energía 59 en una manera que permita la prueba de estas unidades;
una unidad de procesamiento 61, que se conecta preferentemente a todas las demás unidades a través de un bus 62.
La unidad de comunicación 58 y la unidad de suministro de energía 59 son preferentemente similares a la unidad de comunicación 38 y la unidad de suministro de energía 39 del dispositivo de medición de corriente 35 descrito de acuerdo con la Figura 5, excepto que se conectan a la red de transmisión de corriente 36 a través de la unidad de adaptador de red 55, preferentemente de manera interna al dispositivo de medición de corriente 54 a través de módulos de distribución 63. De manera similar, cualquiera o ambas de la unidad de comunicación 38 y la unidad de suministro de energía 39 pueden conectarse a una sola fase, como se muestra en la Figura 5, o, alternativamente, a dos fases, o, también alternativamente, a todas las tres fases de la red de transmisión de corriente 36.
Se aprecia que la unidad de comunicación 58 puede usar cualquier tecnología de comunicación adecuada y que la tecnología de PLC es un ejemplo preferido. Por ejemplo, la unidad de comunicación 58 puede usar tecnología de comunicación por cable tal como cable de tierra aéreo compuesto de fibra óptica (OPGW), autoportante totalmente dieléctrico (ADSS) o tecnologías de comunicación inalámbrica tales como wifi o WiMAX,
Cada una de las unidades de medición de corriente monofásicas 57 son preferentemente similares a la unidad de medición 37 del dispositivo de medición de corriente 35 descrito de acuerdo con la Figura 5, excepto que se conectan a la red de transmisión de corriente 36 a través de la unidad de adaptador de red 55, preferentemente de manera interna al dispositivo de medición de corriente 54 a través de módulos de distribución 64.
La unidad de BIT 60 es preferentemente similar a la unidad de BIT 40 de la unidad de medición 37 excepto que es capaz de probar la unidad de medición trifásica 56, y particularmente, las tres unidades de medición de corriente monofásicas 57.
Se aprecia que los dispositivos de medición de corriente 11, ya sea el dispositivo de medición de corriente monofásico 35, o el dispositivo de medición de corriente trifásico 54, pueden contener una interfaz del usuario, que incluya preferentemente indicaciones visuales tales como LED (diodos emisores de luz), pantalla numérica, pantalla alfanumérica, interruptores, teclas, teclado completo, etc. Se hace referencia ahora a la Figura 7, que es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo de medición de corriente trifásico 65, de acuerdo con otra modalidad preferida de la presente invención. El dispositivo de medición de corriente 65 se diferencia de los dispositivos de medición de corriente 54 de la Figura 6 mediante el uso de una unidad de medición trifásica 66, que contiene preferentemente sólo una unidad de medición monofásica 67. La unidad de medición monofásica 67 contiene preferentemente el módulo de interfaz analógico 47 y el convertidor de analógico a digital 48. La unidad de medición monofásica 67 se conecta preferentemente a la unidad de adaptador de red 55, preferentemente de manera interna al dispositivo de medición de corriente 65, a través de una unidad de distribución 68. El procesador 49 controla la unidad de distribución 68, para conectar la unidad de medición monofásica 67 a una cualquiera de las fases de corriente.
Se hace referencia ahora a la Figura 8, que es un diagrama de flujo simplificado de un programa de software de medición de corriente eléctrica 69, que se ejecuta por los dispositivos de medición de corriente 11, de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención.
El programa de software de medición de corriente eléctrica 69 contiene los siguientes tres módulos principales: módulo de medición y análisis de corriente 70;
módulo de transmisión de comunicaciones y análisis de la vecindad 71; y
módulo de mantenimiento 72.
Los tres módulos se ejecutan preferentemente por el procesador 49 de los dispositivos de medición de corriente 11 de manera sustancialmente independiente entre sí y simultáneamente.
El programa de software de medición de corriente eléctrica 69 comienza preferentemente con el módulo de mantenimiento 72, etapa de recepción de datos (etapa 73). Preferentemente, el módulo de mantenimiento 72 recibe instrucciones de ajuste y calibración del controlador central 13. El módulo de mantenimiento 72 realiza entonces las instrucciones de ajuste y calibración (etapa 74), preferentemente registra la operación (etapa 75) en la memoria 50 de los dispositivos de medición de corriente 11, y confirma la operación (etapa 76) al controlador central 13.
Las instrucciones de ajuste contienen preferentemente información operativa tal como:
identidad del controlador central supervisor 13;
parámetros de medición de corriente, tal como la tasa de medición;
parámetros de análisis de corriente, tal como parámetros estadísticos, tal como período de promedio; parámetros de alarma, tales como los umbrales a los que enviar mensajes de alarma al controlador central 13 parámetros de registro, tales como los eventos que deben registrarse, la tasa de registro, etc.; estructura de red y posición de los dispositivos de medición de corriente 11 en la red;
identidad de los dispositivos de medición de corriente vecinos 11 que se posicionan aguas arriba y aguas abajo;
parámetros de comunicación, tales como la estructura y el contenido de las transmisiones de datos.
En este punto, los dispositivos de medición de corriente 11 se encuentran listos para operar.
Preferentemente, el controlador central 13 ahora puede probar los dispositivos de medición de corriente 11 al enviar las instrucciones de prueba, que el módulo de mantenimiento 72 recibe (etapa 73) y ejecuta (etapa 77), preferentemente mediante el uso de la unidad de BIT (40 o 60 de las Figuras 5 y 6 respectivamente). El módulo de mantenimiento 72 registra entonces la operación (etapa 75) y comunica (etapa 76) los resultados al controlador central 13.
Preferentemente, de vez en cuando, el controlador central 13 puede enviar a los dispositivos de medición de corriente 11 instrucciones de reconfiguración. Las instrucciones de reconfiguración se usan principalmente para modificar los parámetros de operación de los dispositivos de medición de corriente 11, para solicitar mediciones especiales y para solicitar informes específicos de la información corriente e histórica (registrada). El módulo de mantenimiento 72 recibe (etapa 73) y las instrucciones de reconfiguración, actualiza la configuración (etapa 78), registra la operación (etapa 75) y comunica (etapa 76) la información requerida al controlador central 13.
Se aprecia que el dispositivo de medición de corriente 11 puede recibir la información (etapa 73) directamente desde el controlador central 13, preferentemente mediante el uso de tecnología de comunicación de largo alcance. Alternativamente, el dispositivo de medición de corriente 11 puede recibir la información (etapa 73) del controlador central 13 indirectamente, al transmitir la información aguas abajo a través de otros dispositivos de medición de corriente 11, preferentemente mediante el uso de la tecnología de comunicación de corto alcance.
El módulo de medición y análisis de corriente 70 se ejecuta preferentemente de manera continua. El módulo de medición y análisis de corriente 70 comienza preferentemente al muestrear una medición de corriente eléctrica (etapa 79). El muestreo, o medición de corriente, se ejecuta preferentemente en uno de los siguientes métodos: de manera continua, preferentemente de manera automática o, alternativamente, por solicitud; repetidamente, a una tasa predefinida, preferentemente de acuerdo con los parámetros que se proporcionan por el controlador central 13;
a petición del controlador central 13;
a petición de otros dispositivos de medición de corriente 11, que se posicionan preferentemente aguas arriba; sincrónicamente, preferentemente de acuerdo con una señal de reloj que se distribuye por una entidad de reloj central, tal como el controlador central 13;
manualmente; de acuerdo con una instrucción del usuario.
Se aprecia que preferentemente el dispositivo de medición de corriente 11 puede ejecutar la medición de corriente en cualquiera de los métodos anteriores según la necesidad o la instrucción.
El módulo de medición y análisis de corriente 70 procede preferentemente a evaluar la medición de corriente (etapa 80) mediante el uso de algoritmos y criterios de evaluación que se proporcionan preferentemente por el controlador central 13 como una parte de la información de ajuste y configuración.
El módulo de medición y análisis de corriente 70 procede preferentemente a almacenar la medición de corriente (etapa 81) en la memoria local 50.
El módulo de medición y análisis de corriente 70 procede preferentemente a realizar el análisis estadístico (etapa 82) de un intervalo predefinido de mediciones de corriente recientes, preferentemente en base a las instrucciones que se proporcionan por el controlador central 13 como una parte de la información de ajuste y configuración.
El módulo de análisis y medición de corriente 70 procede preferentemente a determinar la necesidad de enviar información al controlador central 13 (etapa 83). La información puede enviarse al controlador central 13 periódicamente, o al ocurrir un evento predefinido, tal como una desviación de la medición de corriente o del análisis estadístico de un valor umbral predefinido. Preferentemente, los criterios para enviar una alarma se proporcionan por el controlador central 13 como una parte de la información de ajuste y configuración. Alternativamente, la información puede enviarse al controlador central 13 en respuesta a una solicitud del controlador central 13.
Se aprecia que el módulo de medición y análisis de corriente 70 puede calcular la carga dinámica de la red, la reactancia de carga, la conductancia de la red, por ejemplo, al comparar las mediciones de los sucesivos dispositivos de medición de corriente 11, corriente de fuga, por ejemplo, al comparar las mediciones de los sucesivos dispositivos de medición de corriente 11, etc. El módulo de medición y análisis de corriente 70 puede entonces determinar qué información debe comunicarse al controlador central 13.
El módulo de medición y análisis de corriente 70 procede preferentemente a comunicar la información (etapa 84), si es necesario, al controlador central 13.
Se aprecia que el dispositivo de medición de corriente 11 puede comunicar la información a otro dispositivo de medición de corriente 1l, preferentemente un dispositivo de medición de corriente 11 que se posiciona aguas arriba, para calcular la corriente de fuga y para analizar la situación de la vecindad.
El módulo de transmisión de comunicación y análisis de la vecindad 71 recibe preferentemente información (etapa 85) que se comunica desde otros dispositivos de medición de corriente 11. Típicamente, tales otros dispositivos de medición de corriente 11 se colocan aguas arriba. Aguas abajo y/o en paralelo, cerca del dispositivo de medición de corriente 11.
El módulo de transmisión de comunicación y análisis de la vecindad 71 procede preferentemente a evaluar la información que se recibe (etapa 86) para determinar si la información debe transmitirse solamente o si la información debe procesarse para evaluar la condición de la vecindad.
El módulo de transmisión de comunicación y análisis de la vecindad 71 procede preferentemente a almacenar la información que se recibe (paso 87) en la memoria local 50, preferentemente sólo si la información no pretende solamente transmitirse.
El módulo de transmisión de comunicación y análisis de la vecindad 71 procede preferentemente a analizar la situación de la vecindad (etapa 88), preferentemente sólo si la información no pretende solamente transmitirse. El análisis de la vecindad incluye comparar las mediciones de corriente que se toman por dos o más dispositivos de medición de corriente 11 vecinos, preferentemente al mismo tiempo. Por ejemplo, la corriente de fuga puede estimarse al comparar la corriente que se mide por el dispositivo de medición de corriente 11 con la corriente que se mide al mismo tiempo por otro dispositivo de medición de corriente 11 que se coloca aguas abajo. El análisis de la vecindad se refiere preferentemente al valor de la corriente, el valor de la fase de carga de las tres fases de la corriente, a lo largo de la red (análisis espacial) y a lo largo de un período de tiempo (análisis temporal). El análisis de la vecindad proporciona preferentemente indicaciones y predicciones de los procesos de deterioro. El análisis de la vecindad es especialmente eficaz para evaluar la corriente de fuga y predecir su desarrollo.
El módulo de transmisión de comunicación y análisis de la vecindad 71 procede preferentemente a determinar la necesidad de enviar información (etapa 89) al controlador central 13. La información puede enviarse al controlador central 13 periódicamente, o al ocurrir un evento predefinido, tal como una desviación de los resultados del análisis de la vecindad de un valor umbral predefinido. Preferentemente, la información, que incluye las mediciones en bruto y los resultados del análisis, se envía al controlador central 13 tanto periódicamente como al ocurrir un evento. Preferentemente, los criterios para enviar una alarma se proporcionan por el controlador central 13 como una parte de la información de ajuste y configuración.
El módulo de transmisión de comunicación y análisis de la vecindad 71 procede preferentemente a determinar la necesidad de enviar información (etapa 90) al controlador central 13. Tal necesidad, por ejemplo, es un informe periódico automático, una alarma, típicamente provocada por una desviación de un valor predefinido, o una solicitud específica de otro dispositivo de medición 11 o del controlador central 13
Con respecto a las etapas 84 y 90, se aprecia que el dispositivo de medición de corriente 11 puede comunicar la información al controlador central 13 directamente, mediante el uso de tecnología de comunicación de largo alcance. Alternativamente, el dispositivo de medición de corriente 11 puede comunicar la información al controlador central 13 indirectamente, al transmitir la información aguas arriba a través de otros dispositivos de medición de corriente 11, preferentemente mediante el uso de tecnología de comunicación de corto alcance.
Se hace referencia ahora a la Figura 9, que es un diagrama de flujo simplificado de un programa de software 91, que se ejecuta preferentemente por el controlador central 13, de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención.
El programa de software 91 contiene preferentemente los siguientes módulos principales:
un módulo de interfaz del usuario 92; y
un módulo de análisis de red 93.
El módulo de interfaz de usuario 92 permite a un usuario operar el sistema de medición de corriente de fuga 10, preferentemente mediante el uso de los siguientes submódulos:
submódulo de interfaz humana 94;
submódulo de ajuste y administración del sistema 95;
submódulo de pruebas del sistema 96;
submódulo de prueba de red 97;
submódulo de registro 98; y
submódulo de comunicación 99.
El submódulo de interfaz humana 94 permite preferentemente al usuario interactuar con el submódulo de ajuste y administración del sistema 95, el submódulo de prueba del sistema 96 y el submódulo de prueba de red 96. El submódulo de interfaz humana 94 también controla preferentemente los periféricos del controlador central 13, tales como la pantalla, el teclado, el ratón, la impresora, etc.
El submódulo de ajuste y administración del sistema 95 permite al usuario configurar el sistema de medición de corriente de fuga 10 y adaptarlo a la red de transmisión eléctrica 12 o al segmento de red específico. El submódulo de ajuste y administración del sistema 95 permite al usuario realizar el ajuste inicial del sistema de medición de corriente 10 y entonces reconfigurar el sistema de medición de corriente de fuga 10 y administrarlo. El submódulo de ajuste y administración del sistema 95 admite preferentemente los componentes siguientes:
Configuración del sistema - permite al usuario gestionar el sistema de medición de corriente de fuga 10 en su conjunto.
Configuración del dispositivo - permite al usuario controlar la configuración de cada dispositivo de medición de corriente 11.
Configuración del controlador - permite al usuario controlar la configuración de cada controlador central 13. Preferentemente, la información de ajuste incluye la estructura de la red, la división en segmentos, la localización de los dispositivos de medición de corriente 11 y los controladores centrales 13, la asociación entre los controladores centrales 13 y los dispositivos de medición de corriente 11 (que forman preferentemente segmentos de análisis de red), etc. La información de configuración de la medición contiene preferentemente la programación de la medición, los algoritmos y parámetros de análisis, los valores de los umbrales, las condiciones de alarma, etc.
El submódulo de prueba del sistema 96 permite al usuario probar el sistema de medición de corriente de fuga 10. La prueba puede realizarse en el sistema en su conjunto, en cada uno de los dispositivos de medición de corriente 11, preferentemente mediante el uso de la unidad de BIT (40 o 60), y en cada uno de los controladores centrales 13. El submódulo de prueba de red 97 permite al usuario realizar mediciones y análisis de la red de transmisión eléctrica 12 y de cualquier parte de ella.
El usuario puede instruir a un dispositivo de medición de corriente 11 específico para que realice las siguientes actividades:
Realizar una medición específica;
realizar un análisis específico (local o de vecindad);
enviar el contenido de la memoria o cualquier otra secuencia de mediciones;
enviar los parámetros de configuración de corriente;
enviar el registro de actividades, etc.
El usuario puede instruir a un controlador central específico 13 para que realice las siguientes actividades:
realizar el análisis de una localización específica de la red de transmisión eléctrica 12, preferentemente entre dos dispositivos de medición de corriente 11 adyacentes;
realizar el análisis de un segmento específico de la red de transmisión eléctrica 12;
realizar el análisis temporal de la red de transmisión eléctrica 12 o de cualquier parte de la misma, preferentemente en base a las mediciones históricas;
presentar los resultados de los análisis pasados;
presentar el registro de actividades.
La actividad del usuario se registra por el submódulo de registro 98 y las instrucciones a los respectivos dispositivos de medición de corriente 11 y controladores centrales 13 se comunican a través del submódulo de comunicación 99. El módulo de análisis de red 93 se ejecuta preferentemente por los controladores centrales 13 de manera automática y continua para detectar anomalías y excepciones en la red de transmisión eléctrica 12 lo antes posible, para proporcionar predicciones sobre el posible deterioro de las condiciones en la red de transmisión eléctrica 12, y para proporcionar alarmas al personal apropiado.
El módulo de análisis de red 93 recibe preferentemente información (etapa 100) de los dispositivos de medición de corriente 11, preferentemente de manera continua. La información que se recibe de los dispositivos de medición de corriente 11 contiene preferentemente resultados de medición de corriente y resultados de análisis.
El módulo de análisis de red 93 procede preferentemente a almacenar la información que se recibe (etapa 101) en su unidad de almacenamiento.
El módulo de análisis de red 93 procede preferentemente a analizar (etapa 102) la condición de la red de transmisión eléctrica 12, o cualquiera de sus partes, preferentemente de acuerdo con la información que se recibe y la información histórica que se almacena en su unidad de almacenamiento.
En base a los resultados del análisis, el módulo de análisis de red 93 procede preferentemente a determinar si la situación requiere comunicar una alarma (etapa 103), y si efectivamente se requiere una alarma, el módulo de análisis de red 93 envía la alarma (etapa 104) al destino apropiado. Un destino apropiado puede ser un módulo de interfaz del usuario, otro controlador central 13, tal como un controlador central maestro 14, y un sistema informático externo.
Se aprecia que el módulo de análisis de red 93 (preferentemente en la etapa 102) puede calcular la carga dinámica de la red, la reactancia de la carga, la conductancia de la red, por ejemplo, al comparar las mediciones de los sucesivos dispositivos de medición de corriente 11, la corriente de fuga, por ejemplo, al comparar las mediciones de los sucesivos dispositivos de medición de corriente 11, etc.
Preferentemente en paralelo a las etapas 103 y 104, el módulo de análisis de red 93 determina preferentemente si la situación requiere la reconfiguración de cualquier parte del sistema de medición de corriente de fuga 10 (etapa 105). Si se requiere una reconfiguración, el módulo de análisis de red 93 envía preferentemente las instrucciones de reconfiguración apropiadas (etapa 106) a los dispositivos de destino apropiados. Preferentemente, los dispositivos de destino son dispositivos de medición de corriente 11 y controladores centrales 13.
Se aprecia que los dispositivos de medición de corriente 11 pueden operarse adicionalmente de manera local, manualmente, por un usuario, o a través de la interfaz del usuario de los dispositivos de medición de corriente 11, o, alternativamente y preferentemente, mediante el uso de un ordenador portátil, tal como un ordenador portátil o un PDA, que se equipa con un adaptador de comunicación (tal como un adaptador USB, un adaptador Zigbee o un adaptador de comunicación de p Lc ).
Se hace referencia ahora a la figura 10, que es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo de medición de corriente en el dominio del tiempo 107 de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención.
Como se ve en la Figura 10, el dispositivo de medición en el dominio del tiempo 107 es típicamente un dispositivo de medición de corriente trifásico, tal como un dispositivo de medición de corriente trifásico 65, que se equipa adicionalmente con una unidad en el dominio del tiempo 108. Se aprecia que, alternativamente, un dispositivo de medición en el dominio del tiempo puede contener la unidad en el dominio del tiempo 108 y una unidad de medición de corriente tal como la unidad de medición 54. También alternativamente, un dispositivo de medición en el dominio del tiempo puede contener la unidad en el dominio del tiempo 108 y una unidad monofásica 37.
La unidad en el dominio del tiempo 108 se opera para medir fallos en la línea eléctrica respectiva mediante el uso de reflectometría en el dominio del tiempo (TDR) o transmisometría en el dominio del tiempo (TDT). Mediante el uso de reflectometría en el dominio del tiempo, la unidad en el dominio del tiempo 108 envía un pulso eléctrico de tiempo de subida rápido a lo largo del conductor y mide la señal reflejada a lo largo del tiempo. Las variaciones en la amplitud de la señal reflejada proporcionan una indicación de los cambios en la impedancia de la línea, que pueden relacionarse con fallos mecánicos o eléctricos. Mediante el uso de transmisometría en el dominio del tiempo, un dispositivo de medición en el dominio del tiempo 107 envía el pulso eléctrico de tiempo de subida rápido y otro dispositivo de medición en el dominio del tiempo 107, preferentemente un dispositivo de medición en el dominio del tiempo 107 adyacente, mide la amplitud del pulso que llega a lo largo del tiempo. El tiempo de recepción de la variación de amplitud, ya sea reflejada o transmitida, puede convertirse en la localización del fallo a lo largo del cable. El dispositivo de medición en el dominio del tiempo 107 permite la combinación de las mediciones de corriente para detectar la corriente de fuga y la medición de TDR o TDT para detectar la localización del fallo a lo largo del segmento de la línea eléctrica.
Como se ve en la figura 10, la unidad en el dominio del tiempo 108 contiene preferentemente una unidad de distribución 110(similar a la unidad de distribución 68), una interfaz de acoplamiento analógica 111, un transmisor de pulsos 112 y un receptor de pulsos 113. El transmisor de pulsos 112 y el receptor de pulsos 113 se controlan preferentemente por la unidad de procesamiento 61. Preferentemente, la unidad de procesamiento 61 analiza las mediciones en el dominio del tiempo y produce información en el dominio del tiempo. Alternativamente o adicionalmente, la unidad de procesamiento 61 envía las mediciones en el dominio del tiempo para el análisis por otras entidades del sistema de medición de corriente de fuga 10.
El sistema de medición de corriente de fuga 10 que se muestra en la Figura 1 incluye preferentemente una pluralidad de dispositivos de medición en el dominio del tiempo 107, que se despliegan preferentemente sobre la red de transmisión eléctrica 114 como los dispositivos de medición de corriente 115 de la Figura 1. Preferentemente, los controladores centrales 13 del sistema de medición de corriente de fuga 10 que se muestra en la Figura 1 se operan adicionalmente para recibir y analizar la información en el dominio del tiempo que se recibe desde los dispositivos de medición en el dominio del tiempo 107. Preferentemente, uno de los controladores centrales 13 es un controlador central maestro 14, que se posiciona preferentemente aguas arriba.
Se espera que durante la vigencia de esta patente se desarrollen muchos dispositivos de medición de corriente relevantes, dispositivos y sistemas de comunicación por línea eléctrica y fuentes de energía que se basan en la inductancia, y el alcance de los términos en la presente, particularmente de los términos "sensor de corriente" y "Módulo de PLC", pretende incluir todas estas nuevas tecnologías a priori.
Se aprecia que ciertas características de la invención, que, para mayor claridad, se describen en el contexto de modalidades separadas, también pueden proporcionarse en combinación en una sola modalidad. A la inversa, diversas características de la invención, que, por brevedad, se describen en el contexto de una sola modalidad, también pueden proporcionarse por separado o en cualquier subcombinación adecuada.
Aunque la invención se ha descrito junto con modalidades específicas de las mismas, es evidente que muchas alternativas, modificaciones y variaciones serán evidentes para los expertos en la técnica. En consecuencia, se pretende abarcar todas dichas alternativas, modificaciones y variaciones que caen dentro del alcance de las reivindicaciones anexas.

Claims (15)

  1. REIVINDICACIONES
    i. Un método para determinar la corriente de fuga en una red de transmisión eléctrica (12), dicho método que comprende:
    distribuir una pluralidad de dispositivos de medición de corriente eléctrica (11) dentro de dicha red de transmisión eléctrica;
    realizar mediciones de corriente eléctrica en un conductor portador de fase de la línea eléctrica, mediante al menos dos de dichos dispositivos de medición de corriente eléctrica (11), mientras se obtiene energía eléctrica para operar cada dispositivo de medición de corriente a partir del campo electromagnético que rodea dicho conductor de la línea eléctrica;
    comunicar las mediciones de al menos uno de dichos dispositivos de medición de corriente eléctrica (11) dentro de dicha red;
    analizar dichas mediciones para calcular la corriente de fuga en dicha red de transmisión eléctrica; y emitir la corriente de fuga calculada;
    caracterizado porque dicho análisis incluye la comparación entre las mediciones de corriente eléctrica que se realizan simultáneamente para al menos dos puntos de medición adyacentes a lo largo del conductor portador de fase de la línea eléctrica.
  2. 2. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicha etapa de análisis comprende al menos uno de:
    detectar una excepción de corriente de fuga; y
    predecir un fallo en dicha red de transmisión eléctrica, en donde dicha predicción de fallo se asocia con dicha corriente de fuga.
  3. 3. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde al menos uno de:
    dicha etapa de realizar mediciones; y
    dicha etapa de analizar dichas mediciones;
    se realiza de una manera que sea al menos una de las siguientes:
    automáticamente;
    continuamente;
    repetidamente;
    a petición de otro de dicha pluralidad de dispositivos de medición de corriente eléctrica; sincrónicamente con otro de dicha pluralidad de dispositivos de medición de corriente eléctrica; y manualmente.
  4. 4. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicha etapa de realizar dichas mediciones de corriente eléctrica comprende al menos una de:
    medir el campo electromagnético alrededor de un conductor de línea eléctrica;
    medir dicha corriente eléctrica para cada conductor de línea eléctrica de dicha red de transmisión eléctrica; y
    medir dicha corriente eléctrica para cada fase de corriente de dicha red de transmisión eléctrica.
  5. 5. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, dicho método que comprende adicionalmente, comunicar dichas mediciones dentro de dicha red (12).
  6. 6. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho análisis comprende:
    estimar la corriente de fuga dentro de un segmento de dicha red de transmisión eléctrica (12).
  7. 7. Un método de acuerdo con la reivindicación 6 que comprende adicionalmente la etapa de:
    comunicar dichas mediciones mediante el uso de la tecnología de comunicación de portadora de línea eléctrica, PLC.
  8. 8. Un método de acuerdo con la reivindicación 2, que comprende adicionalmente:
    proporcionar la alarma al detectar dicha excepción, dicha alarma se proporciona a al menos uno de:
    un usuario; y
    un sistema informático de información (14).
  9. 9. Un dispositivo de medición de corriente de fuga (11) para su uso en una red de transmisión eléctrica (12), el dispositivo (11) que comprende:
    una interfaz de energía (27) que obtiene energía eléctrica para operar el dispositivo de medición de corriente a partir del campo electromagnético que rodea un conductor portador de fase de la línea eléctrica;
    un sensor de corriente (37) operativo para medir la corriente en dicho conductor eléctrico para formar una primera medición de corriente;
    una interfaz de comunicación; y
    una unidad de procesamiento (41) operativa para analizar las mediciones de corriente para calcular la corriente de fuga en la red de transmisión eléctrica (12) y emitir la corriente de fuga calculada, caracterizado porque dicha unidad de procesamiento (41) se opera para analizar dichas mediciones de corriente para calcular la corriente de fuga mediante la comparación entre dicha primera medición de corriente eléctrica y una segunda medición de corriente eléctrica a lo largo de dicho conductor eléctrico, dicha segunda medición de corriente eléctrica que se comunica a través de dicha interfaz de comunicación desde un dispositivo de medición de corriente de fuga adyacente en donde dichas mediciones de corriente eléctrica se realizan simultáneamente.
  10. 10. Un dispositivo de medición de corriente de fuga (11) de acuerdo con la reivindicación 9, en donde dicha unidad de procesamiento (41) se opera adicionalmente para realizar al menos uno de:
    detectar una excepción de corriente de fuga; y
    predecir un fallo en dicha red de transmisión eléctrica (12), en donde dicha predicción de fallo se asocia con dicha corriente de fuga.
  11. 11. Un dispositivo de medición de corriente de fuga (11) de acuerdo con la reivindicación 9, en donde dicha unidad de procesamiento (41) se opera adicionalmente para realizar al menos uno de:
    dicha medición de corriente; y
    dicho análisis de dichas mediciones
    al menos uno de:
    automáticamente;
    continuamente;
    repetidamente;
    a petición de otro dispositivo de medición de corriente de fuga (11);
    sincrónicamente con otro dispositivo de medición de corriente de fuga (11); y
    manualmente.
  12. 12. Un dispositivo de medición de corriente de fuga (11) de acuerdo con la reivindicación 9, que comprende dicha interfaz de comunicación operativa para comunicarse mediante el uso de una tecnología de comunicación de portadora de línea eléctrica, PLC.
  13. 13. Un dispositivo de medición de corriente de fuga (11) de acuerdo con la reivindicación 9, en donde dicho sensor de corriente comprende al menos uno de:
    un sensor de corriente trifásico (56) operativo para medir corrientes de fase de una línea de transmisión eléctrica trifásica para formar tres mediciones de corriente; y
    un sensor de corriente (21) operativo para medir la corriente eléctrica mediante la medición del campo electromagnético alrededor de un conductor de línea eléctrica.
  14. 14. Un sistema de medición de corriente de fuga que incluye una pluralidad de dispositivos de medición de corriente de fuga (11) de acuerdo con la reivindicación 9, que se despliegan a lo largo de una red de transmisión eléctrica (12).
  15. 15. Un sistema de medición de corriente de fuga de acuerdo con la reivindicación 14, que comprende adicionalmente un centro de control y análisis (14) operativo para recibir dichas mediciones de corriente de dichos dispositivos de medición de corriente de fuga (11) y analizar dichas mediciones de corriente.
ES07849550T 2006-12-11 2007-12-10 Predicción de fallos en redes de transmisión eléctrica Active ES2895936T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US86936006P 2006-12-11 2006-12-11
PCT/IL2007/001521 WO2008072226A2 (en) 2006-12-11 2007-12-10 Fault prediction in electric transmission networks

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2895936T3 true ES2895936T3 (es) 2022-02-23

Family

ID=39512174

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES07849550T Active ES2895936T3 (es) 2006-12-11 2007-12-10 Predicción de fallos en redes de transmisión eléctrica

Country Status (4)

Country Link
US (1) US9377498B2 (es)
EP (1) EP2102671B1 (es)
ES (1) ES2895936T3 (es)
WO (1) WO2008072226A2 (es)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010116319A2 (en) * 2009-04-06 2010-10-14 Leonardus Gerrardus Philippus Verloop A method and apparatus for monitoring an elongate conductor
GB0907085D0 (en) * 2009-04-24 2009-06-03 Schneider Electric Ltd System and method for locating earth faults
US8248058B2 (en) * 2010-01-15 2012-08-21 Briggs & Stratton Corporation Signal testing apparatus for load control system
US8415830B2 (en) * 2010-06-03 2013-04-09 Briggs & Stratton Corporation Active load management system
US8410633B2 (en) * 2010-06-03 2013-04-02 Briggs & Stratton Corporation Dynamic load shedding system for a standby generator
BR112013001882B8 (pt) * 2010-07-26 2021-11-23 Prysmian Spa Aparelho e método para monitorar um sistema de transmissão de energia elétrica através de análise de descargas parciais, e, sistema de transmissão de energia elétrica
US8868360B2 (en) * 2011-04-29 2014-10-21 General Electric Company System and device for detecting defects in underground cables
WO2014084980A1 (en) * 2012-11-30 2014-06-05 Ge Intelligent Platforms, Inc. Prediction of electrical service interruption
SG10201710034YA (en) * 2013-11-19 2018-01-30 Hyun Chang Lee Mobile electric leakage detection device and method
EP3098610B8 (de) * 2015-05-29 2019-06-05 HAMEG Instruments GmbH Leistungsmessgerät und messsystem zur messung der leistung mehrerer phasen in einem mehrphasensystem
US10175286B1 (en) * 2015-09-28 2019-01-08 Peter Reilley Power line fault locating system
DE102015122128A1 (de) * 2015-12-17 2017-06-22 Bender Gmbh & Co. Kg Verfahren und Vorrichtung zur erweiterten Isolationsfehlersuche in einem ungeerdeten Stromversorgungssystem und Verfahren zur Zustandsüberwachung des Stromversorgungssystems
CN109477863A (zh) * 2016-06-13 2019-03-15 电网监控有限公司 用于电力网中的动态故障检测的方法和系统
GB2552143B (en) * 2016-07-06 2020-08-05 Viper Innovations Ltd Test Arrangement
FR3102562B1 (fr) * 2019-10-29 2021-09-24 Commissariat Energie Atomique Système de surveillance de l’état d’un câble par réflectométrie répartie
FR3102561B1 (fr) * 2019-10-29 2021-09-24 Commissariat Energie Atomique Système de surveillance de l’état d’un câble par transférométrie répartie
CN111062529A (zh) * 2019-12-10 2020-04-24 国网北京市电力公司 电力线路的处理方法、装置、存储介质以及处理器
WO2021138569A1 (en) * 2019-12-31 2021-07-08 3M Innovative Properties Company Monitoring system for evaluating a condition of an electrical grid
CN111523718A (zh) * 2020-04-16 2020-08-11 广东电网有限责任公司 基于人工智能的线路故障预测方法、系统及其存储介质
EP4364260A1 (en) * 2021-06-28 2024-05-08 3M Innovative Properties Company Multi-functional, high-density electrical-grid monitoring
US11804714B2 (en) * 2021-09-28 2023-10-31 Saudi Arabian Oil Company Intelligent system for controlling and monitoring the balance condition, harmonic, and leakage current in industrial and residential areas

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2451353C2 (de) 1974-10-29 1976-08-19 Siemens AG, 1000 Berlin und 8000 München Schutzschaltungsanordnung für einen Hochspannungskondensatorblock
US3983554A (en) * 1975-03-25 1976-09-28 Esb Incorporated Electric power distribution system including a Master Annunicator and Central Control Unit
US4520417A (en) * 1983-02-14 1985-05-28 Raychem Corporation Electrical monitoring systems
US5473244A (en) * 1992-09-17 1995-12-05 Libove; Joel M. Apparatus for measuring voltages and currents using non-contacting sensors
SE470499B (sv) * 1992-10-20 1994-06-06 Asea Brown Boveri Förfarande och anordning för felbestämning vid fel på en kraftledning
US5376888A (en) * 1993-06-09 1994-12-27 Hook; William R. Timing markers in time domain reflectometry systems
US5514964A (en) 1994-08-17 1996-05-07 Square D Company System for monitoring a dual voltage ungrounded system for leakage currents
FR2749986B1 (fr) * 1996-06-14 1998-07-31 Electricite De France Appareil de detection de defaut d'isolement d'un dispositif branche dans un reseau de distribution ou de transport d'energie electrique et procede de detection correspondant
US5804977A (en) * 1997-04-23 1998-09-08 Consiglio; Rosario J. Transmission line pulser discharge circuit
US6507184B1 (en) * 2001-03-28 2003-01-14 Abb Automation Inc. Methods and apparatus for differential current measurement in a three-phase power system
JP4167872B2 (ja) 2001-10-04 2008-10-22 株式会社日立産機システム 漏れ電流の監視装置及びその監視システム
DE10151775A1 (de) 2001-10-19 2003-05-08 Alstom Verfahren zur Berechnung einer Distanz eines Fehlerorts eines einpoligen Erdfehlers von einem Messort in einem elektrischen Energieversorgungsnetz
US6917888B2 (en) * 2002-05-06 2005-07-12 Arkados, Inc. Method and system for power line network fault detection and quality monitoring
US6977494B2 (en) * 2002-09-12 2005-12-20 Landis+Gyr, Inc. Switchable impedance circuit for current sensing an electricity meter
US6933693B2 (en) * 2002-11-08 2005-08-23 Eaton Corporation Method and apparatus of detecting disturbances in a centrifugal pump
JP2005304148A (ja) 2004-04-09 2005-10-27 Hitachi Industrial Equipment Systems Co Ltd 絶縁監視システム
JP4313754B2 (ja) * 2004-12-10 2009-08-12 住友電装株式会社 通信制御装置
US7180300B2 (en) * 2004-12-10 2007-02-20 General Electric Company System and method of locating ground fault in electrical power distribution system
JP5089883B2 (ja) * 2005-12-16 2012-12-05 日立ビークルエナジー株式会社 蓄電池管理装置
JP5076587B2 (ja) * 2007-03-27 2012-11-21 富士通株式会社 センサ情報管理システム、センサ情報管理方法、センサ情報管理プログラム

Also Published As

Publication number Publication date
WO2008072226A2 (en) 2008-06-19
US9377498B2 (en) 2016-06-28
EP2102671A4 (en) 2014-01-08
US20100315092A1 (en) 2010-12-16
WO2008072226A3 (en) 2009-04-16
EP2102671A2 (en) 2009-09-23
EP2102671B1 (en) 2021-08-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2895936T3 (es) Predicción de fallos en redes de transmisión eléctrica
ES2949360T3 (es) Un método y sistema para la detección dinámica de fallas en una red eléctrica
US10704827B2 (en) Systems and methods for testing electrical connectors
CN105676066B (zh) 一种电缆故障定位排查装置和方法
RU2372624C1 (ru) Способ определения места однофазного замыкания на землю в разветвленной воздушной линии электропередач, способ определения места междуфазного короткого замыкания в разветвленной воздушной линии электропередач и устройство контроля тока и напряжения для их осуществления
Music et al. Integrated power quality monitoring system and the benefits of integrating smart meters
KR102621601B1 (ko) 애자련 상태 감시장치 및 방법
ES2804032T3 (es) Procedimiento y dispositivo de monitorización de descargas parciales
CN109490806A (zh) 一种传感器的检测方法、系统、装置及可读存储介质
US10775448B2 (en) Automatic phase identification for electric power delivery lines
CN208297613U (zh) 接地测量装置及接地线检测系统
KR200436919Y1 (ko) 능동형 접지 단자함
KR102486079B1 (ko) 사물 인터넷 기반 피뢰침 시스템
KR101916362B1 (ko) 절연 열화에 의한 삼상 누설전류 측정방법을 이용한 지능형 전력설비 고장 예지 시스템 및 방법
EP2988140B1 (en) A method and apparatus for locating a disturbance in an electrical grid
CN202111527U (zh) 带谐波监测的柱上开关控制器及架空线路谐波监测系统
EP4062181B1 (en) Method and system for cable insulation testing
KR102236338B1 (ko) 전동차 전기공급용 직류 고압 부스덕트 온도 감시 시스템
KR20150062462A (ko) 케이블 확인 장치
Zaripov et al. Experimental system for continuous monitoring of overhead power lines and substations insulation
CN103675613A (zh) 变电站直流系统移动式绝缘监察仪
CN208092182U (zh) 一种电缆中间头局部放电在线监测系统
CN207440235U (zh) 一种gis设备超声波局部放电检测系统
CN108318742A (zh) 一种分布式绝缘电阻监测系统
CN108318792A (zh) 一种电缆中间头局部放电在线监测系统