ES2934105T3 - Sistema de medición de la energía eléctrica, estación de transformación que comprende dicho sistema y procedimiento de medición la energía eléctrica con dicho sistema - Google Patents
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Abstract
Este sistema (20) está diseñado para medir la potencia eléctrica de una corriente que circula por al menos un conductor secundario (42A, 44A, 46A,..., 42N, 44N, 46N) conectado a un conductor primario (34, 36, 38), teniendo el conductor primario (34, 36, 38) y el conductor secundario (42A,..., 46N) la misma tensión. Este sistema de medida (20) comprende un módulo primario (60) que comprende un emisor radioeléctrico (70) y una unidad (66) de medida de tensión en el conductor primario (34, 36, 38), al menos un módulo secundario (62A, ..., 62N) que comprende un receptor radioeléctrico (80A,..., 80N), un sensor (76A,..., 76N) de la densidad de corriente en el conductor secundario (42A,..., 46N), y una unidad (126A,..., 126N) para calcular la potencia eléctrica de dicha corriente en el conductor secundario. El módulo primario (60) comprende primeros medios (104) de compresión del valor de la tensión medida (V1, V2, V3) y medios (106) de transmisión, a cada módulo secundario (62A,..., 62N), de un mensaje (M1) que contiene el valor comprimido de la tensión medida. El sistema de medida (20) comprende medios (106, 120A, 120N, 122A,..., 122N) de sincronización temporal de cada sensor de densidad de corriente (76A,..., 76N) con respecto al equipo (66) de medida de tensión . La unidad de cálculo (126A,..., 126N) está conectada al receptor radioeléctrico (80A,..., 80N) y es capaz de calcular la potencia eléctrica a partir del valor de la tensión recibida del módulo primario (60) y el valor de densidad de corriente medido. un mensaje (M1) que contiene el valor comprimido de la tensión medida. El sistema de medida (20) comprende medios (106, 120A, 120N, 122A,..., 122N) de sincronización temporal de cada sensor de densidad de corriente (76A,..., 76N) con respecto al equipo (66) de medida de tensión . La unidad de cálculo (126A,..., 126N) está conectada al receptor radioeléctrico (80A,..., 80N) y es capaz de calcular la potencia eléctrica a partir del valor de la tensión recibida del módulo primario (60) y el valor de densidad de corriente medido. un mensaje (M1) que contiene el valor comprimido de la tensión medida. El sistema de medida (20) comprende medios (106, 120A, 120N, 122A,..., 122N) de sincronización temporal de cada sensor de densidad de corriente (76A,..., 76N) con respecto al equipo (66) de medida de tensión . La unidad de cálculo (126A,..., 126N) está conectada al receptor radioeléctrico (80A,..., 80N) y es capaz de calcular la potencia eléctrica a partir del valor de la tensión recibida del módulo primario (60) y el valor de densidad de corriente medido. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)
Description
DESCRIPCIÓN
Sistema de medición de la energía eléctrica, estación de transformación que comprende dicho sistema y procedimiento de medición la energía eléctrica con dicho sistema
La presente invención se refiere a un sistema de medición de la energía eléctrica de la corriente que circula por al menos un conductor eléctrico secundario, estando el conductor secundario conectado eléctricamente a un conductor eléctrico primario, teniendo el conductor primario y el o cada conductor secundario sustancialmente la misma tensión, comprendiendo este sistema de medición:
- un módulo primario que comprende un transmisor de radio y un dispositivo de medición de la tensión del conductor primario,
- al menos un módulo secundario que comprende un receptor de radio, un sensor de la intensidad de la intensidad de la corriente que circula por el correspondiente conductor secundario y un dispositivo de cálculo de la energía eléctrica de dicha corriente que circula por el correspondiente conductor secundario.
La presente invención también se refiere a una estación transformadora para transformar una corriente eléctrica que tiene una primera tensión de corriente alterna en una corriente eléctrica que tiene una segunda tensión de corriente alterna, comprendiendo dicha estación transformadora dicho sistema de medición.
La presente invención también se refiere a un procedimiento de medición de la energía eléctrica con dicho sistema de medición.
De los documentos US 2005/0083206 A1 y WO 2009/140777 A1 se conoce un sistema de medición del tipo mencionado anteriormente.
También se conoce del documento WO 2010/119332 A1 un sistema de medición del tipo mencionado. El sistema de medición comprende módulos para medir la energía eléctrica, una base de datos para almacenar los valores de energía medidos y un módulo de gestión para proporcionar información correspondiente a los valores medidos recogidos a clientes remotos. Los módulos de medición están conectados mediante enlaces de radio a una pasarela de comunicación que, a su vez, está conectada a una red. La base de datos, el módulo de gestión y los clientes remotos también están conectados a la red. Cada módulo de medición es adecuado para medir la energía eléctrica de la corriente que circula por un conductor eléctrico. Incluye un sensor de intensidad, una unidad de procesamiento para calcular la energía eléctrica y un transceptor de radio. Cada módulo de medición se sincroniza con la pasarela de comunicación a través de un reloj.
Sin embargo, este sistema de medición no es muy preciso, ya que el factor de potencia se calcula detectando los máximos de corriente y tensión y calculando el tiempo entre ellos. Este sistema tampoco es muy preciso porque no tiene en cuenta el cálculo de la energía producida por posibles armónicos en las señales de tensión y corriente. Además, este sistema de medición es relativamente complejo y caro.
El objetivo de la invención es, por tanto, proporcionar un sistema de medición más preciso, menos complejo y menos costoso.
Para ello, la invención se refiere a un sistema de medición según la reivindicación 1.
Según otros aspectos ventajosos de la invención, el sistema de medición comprende una o más de las características de las reivindicaciones 2 a 9 tomadas solas o en cualquier combinación técnicamente posible.
También es objeto de la invención una estación transformadora de corriente eléctrica según la reivindicación 10. La invención también se refiere a un procedimiento de medición de la energía eléctrica según la reivindicación 11. Según otro aspecto ventajoso de la invención, el procedimiento de medición comprende la característica de la reivindicación 12.
El experto en la materia comprenderá además que la expresión "adecuado para" define en cada caso una característica del tipo "medio más función", y debe entonces interpretarse de la misma manera que la expresión "configurado para".
Estas características y ventajas de la invención se pondrán de manifiesto a partir de la siguiente descripción, que se da sólo a modo de ejemplo, con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
- la figura 1 es una representación esquemática de una estación de transformación que comprende un primer panel de distribución, un segundo panel de distribución conectado al primero a través de un transformador y un sistema de medición de la energía eléctrica de la corriente que circula por los conductores de salida del segundo panel de distribución,
- la figura 2 es una representación esquemática del sistema de medición de la figura 1, que comprende un módulo primario de medición de la tensión, una pluralidad de módulos secundarios de medición de la intensidad y un módulo de centralización,
- la figura 3 es una representación esquemática del módulo secundario de la figura 2,
- la figura 4 es un diagrama de flujo de las etapas de un procedimiento de medición según la invención, implementado por el módulo primario de la figura 2 ,
- la figura 5 es un diagrama de flujo de las etapas del mismo procedimiento de medición, implementado por los módulos secundarios de las figuras 2 y 3,
- la figura 6 es un diagrama de flujo de las etapas del mismo procedimiento de medición, implementado por el módulo de centralización de la figura 2 , y
- la figura 7 es una línea de tiempo que muestra los tiempos de transmisión y recepción de un primer mensaje, que es transmitido por el módulo primario a los módulos secundarios.
En la figura 1, una estación de transformación 10 conectada a una red eléctrica 12 comprende un primer panel 14, un segundo panel 16, un transformador eléctrico 18 conectado entre el primer panel y el segundo panel y un sistema 20 de medición de la energía eléctrica de una corriente.
La estación transformadora 10 es adecuada para transformar la corriente eléctrica suministrada por la red 12 y que tiene una primera tensión de corriente alterna en una corriente eléctrica que tiene una segunda tensión de corriente alterna.
La red eléctrica 12 es una red de corriente alterna, como una red trifásica. La red eléctrica 12 es una red de media tensión, es decir, una red con una tensión superior a 1.000 voltios e inferior a 50.000 voltios. La primera tensión trifásica es entonces una tensión media.
Alternativamente, la red eléctrica 12 es una red de alta tensión, es decir, una red con una tensión superior a 50.000 voltios. En otras palabras, la primera tensión trifásica es una tensión alta.
El primer panel 14 comprende una pluralidad de entradas 22, cada entrada 22 comprende un primer 24A, 24B, un segundo 26A, 26B, y un tercer conductor de entrada 28A, 28B. Cada primer, segundo y tercer conductor de entrada 24A, 24B, 26A, 26B, 28A, 28B está conectado a la red eléctrica a través de un respectivo interruptor de entrada 32. La corriente trifásica que circula por los correspondientes conductores de entrada 24A, 24B, 26A, 26B, 28A, 28B tiene la primera tensión trifásica.
El segundo panel 16 comprende un primer 34, un segundo 36, un tercer 38 y un cuarto 39 conductor primario y una pluralidad N de salidas 40A, 40B, ... 40N, a saber, una primera salida 40A, una segunda salida 40B, ..., una enésima salida 40N, siendo cada salida 40A, 40B, ..., 40N adecuada para entregar una tensión trifásica.
Cada salida 40A, 40B, 40N es una salida de baja tensión, es decir, una salida con una tensión inferior a 1000 voltios. La segunda tensión trifásica es entonces una tensión baja.
Alternativamente, cada salida 40A, 40B, ..., 40N es una salida de media tensión, es decir, una salida cuya tensión es superior a 1000 voltios e inferior a 50 000 voltios. En otras palabras, la segunda tensión trifásica es una tensión media.
La primera salida 40A comprende un primer 42A, un segundo 44A, un tercer 46A y un cuarto 48A conductor secundario y tres interruptores de salida 50. Los primero, segundo y tercer conductores secundarios 42A, 42B, 42C están conectados respectivamente a los primero, segundo y tercer conductores primarios 34, 36, 38 a través de un correspondiente interruptor de salida 50. El cuarto conductor secundario 48A está directamente conectado al cuarto conductor primario 39.
Los conductores primarios de salida 34, 36, 38 y los correspondientes conductores secundarios de salida 42A, 44A, 46A tienen sustancialmente la misma tensión, a saber, una primera tensión V1, una segunda tensión V2 y una tercera tensión V3, respectivamente, correspondientes a las tres fases de la segunda tensión trifásica.
Las otras salidas 40B, ...40N son idénticas a la primera salida 40A descrita anteriormente, y comprenden los mismos elementos, sustituyendo cada vez la letra A por la correspondiente letra B, ..., N relativa a las referencias de los elementos.
El transformador eléctrico 18 es adecuado para transformar la corriente de la red eléctrica que tiene la primera tensión de corriente alterna en la corriente suministrada al segundo panel 16 y que tiene la segunda tensión de corriente alterna. El transformador eléctrico 18 tiene un devanado primario 52 conectado al primer panel 14 y un devanado secundario 54 conectado al segundo panel 16.
El sistema de medición 20 es adecuado para medir la energía eléctrica de la corriente que circula por el o cada conductor secundario de salida 42A, 44A, 46A, 42B, 44B, 46B, ..., 42N, 44N, 46N.
El sistema de medición 20, visible en la figura 2, comprende un módulo primario 60, una pluralidad N de módulos secundarios 62A, 62B, ..., 62N, a saber, un primer módulo secundario 62A, un segundo módulo secundario 62B, no mostrado, ... y un enésimo módulo secundario 62N, y un módulo de centralización 64.
El módulo primario 60 comprende un dispositivo 66 para medir la tensión de la corriente que circula por el conductor primario correspondiente 34, 36, 38, y una unidad de procesamiento de información 68. El módulo primario 60 también incluye un transceptor de radio 70, una antena de radio 72 y un dispositivo de alimentación eléctrica 74 para el dispositivo de medición, la unidad de procesamiento de información y el transceptor de radio.
El primer módulo secundario 62A comprende, para cada uno de los conductores secundarios primero 42A, segundo 44A y tercer 46A, un sensor 76A de la intensidad de corriente que circula por el correspondiente conductor secundario 42A, 44A, 46A. El primer módulo secundario 62A comprende una unidad de procesamiento de información 78A, un transceptor de radio 80A y una antena de radio 82A. El primer módulo secundario 62A también incluye un dispositivo de alimentación eléctrica 84A para la unidad de procesamiento de información y el transceptor de radio. El primer módulo secundario 62A está identificado por un número único, también llamado identificador. Los otros módulos secundarios 62B, ..., 62N son idénticos al primer módulo secundario 62A descrito anteriormente, y comprenden los mismos elementos, sustituyendo cada vez la letra A por la correspondiente letra B, ..., N relativa a las referencias de los elementos. Cada uno de los otros módulos secundarios 62B, ..., 62N también tiene un identificador único.
El módulo de centralización 64 comprende una unidad de procesamiento de la información 86, una base de datos 88 y una interfaz hombre-máquina 90. El módulo de centralización 64 comprende un transceptor de radio 92, una antena de radio 94 y dispositivo de alimentación eléctrica 96 para la unidad de procesamiento de la información, la base de datos, la interfaz hombre-máquina y el transceptor de radio.
El dispositivo de medición 66 es adecuado para medir la primera tensión V1 de la fase que circula a través del primer conductor primario 34, también llamada fase número 1 y denominada fase_1, la segunda tensión V2 de la fase que circula a través del segundo conductor primario 36, también llamada fase número 2 y denominada fase_2, y la tercera tensión V3 de la fase que circula a través del tercer conductor primario 38, también llamada fase número 3 y denominada fase_3. El dispositivo de medición 66 también es adecuado para medir la frecuencia F de la tensión trifásica que circula por los conductores primarios 34, 36, 38.
La unidad de procesamiento de información 68 comprende un procesador 98 y una memoria 100 adaptada para almacenar un software 102 para medir las tensiones V1, V2, V3 medidas, un software 104 para comprimir las muestras de las tensiones medidas. La memoria 100 es adecuada para almacenar un software 106 para transmitir un primer mensaje M1 a cada módulo secundario 62A, ..., 62N y al módulo de centralización 64, y un software 108 para distribuir un solo token a los módulos secundarios 62A, ..., 62N sucesivamente.
El transceptor de radio 70 cumple con el protocolo de comunicación ZigBee basado en el estándar IEEE-802.15.4. Alternativamente, el transceptor de radio 70 cumple con el estándar IEEE-802.15.1 o con el estándar IEEE-802.15.2. Alternativamente, el transceptor de radio 70 cumple con el estándar IEEE-802-11.
La antena de radio 72 es adecuada para transmitir señales de radio a las antenas 82A, ..., 82N de los módulos secundarios y a la antena 94 del módulo de centralización, y también para recibir señales de radio de dichas antenas 82A, ..., 82N, 94. En otras palabras, el módulo primario 60 está conectado a cada uno de los módulos secundarios 62A, ..., 62N y al módulo de centralización 64 mediante un enlace de radio correspondiente.
El dispositivo de alimentación 74 es adecuado para suministrar energía eléctrica al dispositivo de medición 66, la unidad de procesamiento de información 68 y el transceptor de radio 70 a partir de la tensión trifásica que circula a través de los conductores primarios 34, 36, 38.
Cada sensor de intensidad 76A del primer módulo secundario 62A es adecuado para medir una respectiva intensidad de entre una primera intensidad I1A que circula por el primer conductor secundario de salida 42A, una segunda intensidad I2A que circula por el segundo conductor secundario de salida 44A y una tercera intensidad I3A que circula por el tercer conductor secundario de salida 46A.
Cada sensor de intensidad 76A, también conocido como sensor de corriente, comprende un primer toroide 110A dispuesto alrededor del correspondiente conductor secundario de salida 42A, 44A, 46A y un primer devanado 112A dispuesto alrededor del primer toroide, como se muestra en la figura 3. El flujo de corriente a través del correspondiente conductor secundario de salida es adecuado para generar una corriente inducida proporcional a la intensidad de la corriente en el primer devanado 112A. El primer toroide 110A es un toroide Rogowski. El primer toroide 110A es preferentemente un toroide de apertura para facilitar su disposición alrededor de los conductores correspondientes.
La unidad de procesamiento de la información 78A, visible en la figura 2, comprende un procesador de datos 114A, y una memoria 116A asociada al procesador de datos y adecuada para almacenar un software 118A para medir los valores medidos de las intensidades respectivas, un software 120A para recibir el primer mensaje M1, un software 122A para sincronizar el tiempo de cada sensor de corriente 76A con respecto al dispositivo de medición de tensión 66. La memoria 116A es adecuada para almacenar un software 124A para comprimir los valores muestreados de la primera, segunda y tercera intensidades I1A, I2A, I3A, un software 126A para calcular la energía eléctrica de la corriente que circula por el correspondiente conductor secundario 42A, 44A, 46A, y un software 128A para transmitir un segundo mensaje M2A al módulo de centralización 64.
El transceptor de radio 80A es del mismo tipo que el transceptor de radio 70.
La antena de radio 82A, del mismo tipo que la antena de radio 72, es adecuada para recibir señales de radio de la antena 72 del módulo primario y de la antena 94 del módulo de centralización y también para transmitir señales de radio a las antenas 72, 94.
El dispositivo de alimentación 84A, visible en la figura 3, es adecuado para suministrar energía a la unidad de procesamiento de información 78A y al transceptor de radio 80A. El dispositivo de alimentación 84A comprende, para cada uno de los conductores secundarios primero 42A, segundo 44A y tercero 46A, un segundo toroide 130A dispuesto alrededor del correspondiente conductor secundario 42A, 44A, 46A y un segundo devanado 132A dispuesto alrededor del segundo toroide. El flujo de corriente en el correspondiente conductor secundario 42A, 44A, 46A es adecuado para generar una corriente inducida en el segundo devanado 132A.
El dispositivo de suministro de energía 84A incluye un convertidor 134A conectado a cada uno de los segundos devanados 132A y adecuado para suministrar una tensión predeterminada a la unidad de procesamiento de información 78A y al transceptor de radio 80A. Cada segundo toroide 130A es un toroide de hierro. Cada segundo toroide 130A es preferentemente un toroide abierto para facilitar su disposición alrededor de los conductores correspondientes.
En otras palabras, el módulo secundario 62A se autoalimenta a través del dispositivo de alimentación 84A que comprende los segundos toroides 130A adaptados para recuperar la energía magnética del flujo de corriente en los correspondientes conductores secundarios 42A, 44A, 46A.
Los elementos de los otros módulos secundarios 62B, ..., 62N son idénticos a los elementos del primer módulo secundario 62A descrito anteriormente, y comprenden los mismos subelementos, sustituyendo cada vez la letra A por la correspondiente letra B, ..., N en lo que respecta a las referencias de los subelementos.
La unidad de procesamiento de información 86 del módulo de centralización, visible en la figura 2, comprende un procesador de datos 136, y una memoria 138 asociada al procesador y capaz de almacenar un software 140 para recibir los primeros y segundos mensajes M1, M2A, ..., M2N, un software 142 para registrar en la base de datos 88 la información contenida en los mensajes M1, M2A, ..., M2N recibidos. La memoria 138 es adecuada para almacenar un software 144 para procesar dicha información recibida, un software 146 para mostrar los datos y un software 148 para transmitir los datos a un servidor remoto, no mostrado.
La interfaz hombre-máquina 90 comprende una pantalla de visualización y un teclado de entrada, no mostrado. Alternativamente, la interfaz hombre-máquina 90 comprende una pantalla táctil y la entrada de datos se realiza a través de los botones táctiles que aparecen en la pantalla.
El transceptor de radio 92 es del mismo tipo que los transceptores de radio 70, 80A, ..., 80N.
La antena de radio 94, del mismo tipo que las antenas de radio 72, 82A, ..., 82N, es adecuada para recibir señales de radio de la antena 72 del módulo primario y de las antenas 82A, ..., 82N de los módulos secundarios y también para transmitir señales de radio a dichas antenas 72, 82A, ..., 82N.
El funcionamiento del sistema de medición 20 se explicará ahora con la ayuda de las figuras 4, 5 y 6, que representan diagramas de flujo de las etapas de un procedimiento de medición implementado respectivamente por el módulo primario 60, por los módulos secundarios 62A, ..., 62N y por el módulo de centralización 64.
Como se muestra en la Figura 4, en una primera etapa 200, el módulo primario 60 inicializa y mide la frecuencia F de la tensión trifásica que circula a través de los conductores primarios 34, 36, 38 a través del software de medición 102. La frecuencia F de la tensión trifásica es de 50 Hz.
El módulo primario 60 mide entonces, en la etapa 210, las tensiones primera, segunda y tercera V1, V2, V3 utilizando su dispositivo de medición 66 y su software de medición 102. El software 102 también muestrea los valores medidos de las tensiones V1, V2, V3. El periodo de muestreo Pech de la tensión medida es un múltiplo del periodo Ptension de la tensión trifásica igual a la inversa de la frecuencia F de dicha tensión trifásica previamente medida en la etapa 200. El periodo Ptension de la tensión trifásica es igual a 20 ms.
En la etapa 220, el módulo primario 60 comprime los valores medidos de las tensiones V1, V2, V3 utilizando su software de compresión 104, a fin de limitar la cantidad de datos transmitidos por los enlaces de radio entre el módulo primario 60 y los módulos secundarios 62A, ..., 62N,. El software de compresión 104 es adecuado para calcular un número predeterminado K de los primeros coeficientes Re_j(Vi), Im_j(Vi) de la descomposición en serie de Fourier de cada una de las tensiones V1, V2, V3 de las tres fases, donde i es el número igual a 1, 2 o 3 de la fase, y j está comprendido entre 1 y K. El número predeterminado K es preferentemente igual a 5.
Los coeficientes de la descomposición de la serie de Fourier se obtienen, por ejemplo, mediante operaciones de correlación en las muestras de los valores medidos. Más precisamente, el coeficiente real de la fundamental, denotado Re_1(Vi), es una correlación, sobre un período igual al período Ptension de la tensión trifásica, entre las muestras de la señal de tensión Vi y un coseno de frecuencia igual a la frecuencia F de la tensión trifásica, donde Vi representa la tensión de la fase, siendo i igual a 1, 2 o 3. El coeficiente imaginario de la fundamental, denominado Im_1 (Vi), es una correlación, sobre un período igual al periodo Ptension, entre las muestras de la señal de tensión Vi y un seno de frecuencia igual a la frecuencia F.
El coeficiente real del armónico número j, anotado Re_j(Vi), estando j comprendido entre 2 y K, es la correlación, sobre un período igual al periodo Ptension, entre las muestras de la señal de tensión Vi y un coseno de frecuencia igual a j veces la frecuencia F. El coeficiente imaginario del armónico número j, denominado Im_j(Vi), es la correlación, en un período igual al periodo Ptension, entre las muestras de la señal de tensión Vi y un seno de frecuencia igual a j veces la frecuencia F.
El software de compresión 104 calcula así los coeficientes complejos Re_j(Vi), Im_j(Vi) de las descomposiciones en serie de Fourier de las tres tensiones V1, V2, V3 para la fundamental y los armónicos 2 a K.
Finalmente, en la etapa 230, el módulo primario 60 transmite el primer mensaje M1 a cada uno de los módulos secundarios 62A, ..., 62N y al módulo de centralización 64. El primer mensaje M1 se envía preferentemente de forma periódica. El periodo de emisión Pemission está predeterminado, y preferiblemente es igual a un segundo. Es decir, el primer mensaje M1 se envía cada segundo.
El primer mensaje M1 contiene en particular un dato de sincronización, el periodo de muestreo Pech, los coeficientes Re_j(Vi), Im_j(Vi) de las descomposiciones en serie de Fourier de las tres tensiones V1, V2, V3 hasta el armónico K, calculado previamente durante la etapa 220, y el identificador del módulo secundario que estará autorizado a enviar su segundo mensaje al módulo de centralización 64 tras la recepción del primer mensaje M1. El identificador del módulo secundario autorizado a transmitir su información de medición se determina mediante el software de distribución del token único 108, permitiendo el identificador del módulo contenido en el primer mensaje M1 designar el módulo secundario al que se ha asignado el token único.
Además, el primer mensaje M1 contiene los valores cuadráticos medios, también anotados RMS (del inglés Root Mean Square) de cada una de las tres tensiones V1, V2, V3.
Después de emitir el primer mensaje M1, el módulo primario 60 vuelve a la etapa 210 para medir de nuevo la tensión V1, V2, V3 de las fases de la tensión trifásica que circula por los conductores primarios 34, 36, 38.
Las etapas del procedimiento de medición implementado por los módulos secundarios 62A, ..., 62N, visibles en la Figura 5, se describirán ahora para el primer módulo secundario 62A.
En la etapa 300, el primer módulo secundario 62A inicializa y abre una ventana deslizante para recibir el primer mensaje M1 utilizando su software de recepción 120A. La ventana de recepción es una ventana con una duración de algunas decenas de milisegundos que desliza en el tiempo el primer módulo secundario 62A.
Al recibir el primer mensaje M1 mediante el software de recepción 120A, el primer módulo secundario 62A verifica que el primer mensaje M1 contiene los datos de sincronización y, a continuación, procede a la etapa 320 de sincronización temporal con el módulo primario 60.
En la etapa 320, el software de sincronización 122A inicializa, en la fecha de recepción del primer mensaje M1, un contador destinado a incrementarse hasta un valor correspondiente al periodo de transmisión del primer mensaje Pemission. El módulo secundario 62A vuelve entonces automáticamente a la etapa de recepción 310 aproximadamente un milisegundo antes de la recepción prevista del siguiente primer mensaje M1. El software de sincronización 122A también realiza la resincronización del muestreo utilizando el valor del período de muestreo Pech contenido en el primer mensaje M1 y la fecha de recepción del primer mensaje M1.
La fecha de recepción del primer mensaje M1 es la fecha de referencia para la sincronización del primer módulo secundario 62A con respecto al módulo primario 60, y más precisamente para la sincronización de la medición de las intensidades I1A, I2A, I3A con respecto a la medición de las tensiones V1, V2, V3.
Si el primer mensaje M1 no es detectado por el primer módulo secundario 62A, la ventana de recepción se cierra y no se realiza la sincronización.
El primer módulo secundario 62A mide entonces, en la etapa 330 y a través de sus sensores de corriente 76A y su software de medición 118A, cada una de las intensidades primera, segunda y tercera I1A, I2A, I3A. El software de medición 118A muestrea además los valores medidos de las tres intensidades I1A, I2A, I3A, habiéndose reinicializado el instante de inicio del muestreo en la etapa anterior 320 para asegurar la sincronización temporal del sensor de intensidad 76A con respecto al dispositivo de medición de tensión 66.
El software de compresión 124A comprime entonces los valores medidos de las intensidades I1A, I2A, I3A en la etapa 340. El software de compresión 124A calcula, por ejemplo, el número predeterminado K de los primeros coeficientes complejos Re_¡(IiA), Im_j(IiA) de la descomposición en serie de Fourier de las tres corrientes I1A, I2A, I3A de las tres fases de manera análoga al cálculo, descrito para la etapa 220, de los coeficientes complejos Re_j(Vi), Im_¡(Vi) de la descomposición en serie de Fourier de las tensiones.
El coeficiente real de la fundamental, también denominado Re_1(IiA), es una correlación, a lo largo de un período igual al periodo Ptension de la tensión trifásica, entre las muestras de señal de la intensidad IiA y un coseno de frecuencia igual a la frecuencia F de la tensión trifásica, donde IiA representa la intensidad del número de fase i, siendo i igual a 1, 2 o 3. El coeficiente imaginario de la fundamental, también denominado Im_1(IiA), es una correlación, a lo largo de un periodo igual al periodo Ptension, entre las muestras de señal de la intensidad IiA y un seno de frecuencia igual a j veces la frecuencia F.
El coeficiente real del armónico número j, anotado Re_¡(IiA), estando j comprendido entre 2 y K, es la correlación, a lo largo de un período igual al período Ptension, entre las muestras de la señal de intensidad IiA y un coseno de frecuencia igual a j veces la frecuencia F. El coeficiente imaginario del armónico número j, anotado Im_j(IiA), estando j comprendido entre 2 y K, es la correlación, sobre un período igual al periodo Ptension, entre las muestras de la señal de intensidad IiA y un seno de frecuencia igual a j veces la frecuencia F.
El software de compresión 124A calcula así los coeficientes complejos Re_j(IiA), Im_j(IiA) de las descomposiciones en serie de Fourier de las tres intensidades I1A, I2A, I3A para la fundamental y los armónicos 2 a K.
El software de cálculo 126A calcula entonces periódicamente la energía activa Ei, E2, E3 para cada una de las tres fases a partir de los valores de las tensiones medidas Vi, V2, V3 recibidas del módulo primario 60 a través del primer mensaje Mi y de los valores de las intensidades I1A, I2A, I3A medidas por los sensores de corriente 76A. El periodo de cálculo de las energías activas Ei, E2, E3 es igual al periodo Ptension, por ejemplo 20 ms.
Las variaciones de las tensiones V i, V2, V3 están suficientemente limitadas entre dos instantes de transmisión del primer mensaje Mi, es decir, durante un período de un segundo, para permitir el cálculo de las energías activas Ei, E2, E3 cada 20 ms, a partir de los valores de las intensidades IiA, I2A, I3A medidos cada 20 ms y de los valores de las tensiones V i, V2, V3 recibidos cada segundo.
Para calcular las energías activas Ei, E2, E3, el software de cálculo i26A calcula, en cada periodo Ptension, una potencia activa Pi de cada fase número i, siendo i igual a i, 2 o 3, utilizando las siguientes ecuaciones:
donde j está comprendido entre i y K
El software de cálculo i26A también determina, en cada período Ptension, la potencia reactiva Qi de cada fase de número i, siendo i igual a i, 2 o 3, utilizando las siguientes ecuaciones:
donde j está comprendido entre i y K
La energía activa Ei de cada fase número i se calcula finalmente incrementando para cada fase un contador de energía positivo Ei+ cuando el término P¡,i calculado mediante la ecuación ( i) es positivo, e incrementando para cada fase un contador de energía negativo Ei- cuando el término P¡,i es negativo. El término P¡,i representa la potencia correspondiente al producto de la fundamental de la corriente y la fundamental de la tensión. Los
contadores de energía E1+, Ei-, E2+, E2-, E3+, E3- se incrementan para las tres fases de la tensión trifásica con el fin de calcular las energías activas E1, E2, E3 para las tres fases de la tensión trifásica.
El primer módulo secundario 62A elabora entonces, en la etapa 350, su segundo mensaje M2A. El segundo mensaje M2A contiene el identificador del primer módulo secundario 62A, los valores de los seis contadores de energía E1-, E2+, E2-, E3+, E3- para el conjunto de las tres fases de la tensión trifásica y los coeficientes complejos Re j(IiA), Im_j(IiA) de la descomposición en serie de Fourier de las tres corrientes I1A, i2a , I3A hasta el armónico K.
Además, el segundo mensaje M2A contiene los valores cuadráticos medios, también indicados RMS, de las corrientes I1A, I2A, I3A de las tres fases, así como los términos Pi,1 y Qi,1 para cada una de las tres fases, y los valores Pi y Qi para cada una de las tres fases.
En la hipótesis de que el identificador del primer módulo secundario 62A estaba contenido en el primer mensaje M1 previamente recibido, el primer módulo secundario 62A transmite entonces en la etapa 360 su segundo mensaje M2A utilizando su software de transmisión 128A. En caso contrario, el primer módulo secundario 62A vuelve directamente a la etapa 310 de recepción del primer mensaje M1, y transmitirá su segundo mensaje M2A cuando el primer mensaje M1 contenga su identificador indicando que se le ha asignado el token único para autorizarle a transmitir su segundo mensaje M2A.
Después de la etapa de transmisión 360 en caso de que el token haya sido asignado al primer módulo secundario 62A, o después de la etapa 350 en caso contrario, el primer módulo secundario 62A vuelve a la etapa de recepción 310 si el contador ha alcanzado el valor correspondiente al período de transmisión del primer mensaje Pemission, o a la etapa de medición 330 en caso contrario.
Las etapas del procedimiento de medición implementadas por los otros módulos secundarios 62B, ..., 62N son idénticas a las etapas 300 a 360 descritas anteriormente para el primer módulo secundario 62A, y además se realizan simultáneamente entre todos los módulos secundarios 62A, ..., 62N debido a la sincronización temporal realizada mediante el primer mensaje M1.
Durante la etapa de transmisión 360, el único módulo secundario entre el conjunto de medidas secundarias 62A, ..., 62N autorizado a transmitir su segundo mensaje es el módulo secundario cuyo identificador está contenido en el primer mensaje M1 recibido durante la etapa de recepción anterior 310. El software de distribución 108 determina en orden ascendente los identificadores contenidos en el primer mensaje M1 para asignar sucesivamente el token único a los módulos secundarios 62A, ..., 62N. En otras palabras, cada módulo secundario 62A, ..., 62N transmite su respectivo segundo mensaje M2A, ..., M2N cada N segundos.
Como se muestra en la Figura 6, en la etapa 400, el módulo de centralización 64 recibe, utilizando su software de recepción 140, el primer mensaje M1 del módulo primario 60 y el segundo mensaje del módulo secundario autorizado a transmitir según el mecanismo de token distribuido, por ejemplo, el mensaje M2A.
En la etapa 410, el módulo de centralización 64 registra entonces los valores recibidos y contenidos en el primer mensaje M1 y el segundo mensaje M2A en su base de datos 88 a través de su software de registro 142. Además, el software de procesamiento 144 realiza una marca de tiempo de los datos registrados.
El software de procesamiento 144 calcula en la siguiente etapa 420 el factor de potencia cos(9 i) para cada una de las tres fases numeradas i de la tensión trifásica utilizando la siguiente ecuación:
Las magnitudes medidas y calculadas por el sistema de medición se muestran entonces en la pantalla de la interfaz hombre-máquina 90 del módulo de centralización a través del software de visualización 146 en la etapa 430. Estas magnitudes se muestran como valores numéricos y/o como curvas.
Finalmente, el módulo de centralización 64 transmite estas magnitudes medidas y calculadas al servidor remoto, no mostrado, en la etapa 440 utilizando su software de transmisión 148. El servidor remoto es adecuado para la gestión centralizada de las magnitudes medidas y calculadas para cada sistema de medición 20.
Al final de la etapa 440, el módulo de centralización 64 vuelve a la etapa 400, para recibir el siguiente primer mensaje M1 del módulo primario y el segundo mensaje del módulo secundario autorizado a transmitir la próxima vez según el mecanismo de token distribuido, por ejemplo el mensaje M2A.
El sistema de medición 20 según la invención es, por tanto, menos complejo y menos costoso que el sistema de medición del estado de la técnica, ya que los módulos secundarios 62A, ..., 62N están previstos para medir únicamente la intensidad de cada fase de la corriente trifásica que circula por los correspondientes conductores secundarios, sin medir la tensión de cada una de las fases. La tensión de cada fase es medida por el módulo primario 60 y luego transmitida a cada uno de los módulos secundarios 62A, ..., 62N. Cada módulo secundario 62A,
..., 62N utiliza entonces los valores de tensión recibidos del módulo primario 60 en combinación con el valor de la intensidad de cada fase medido por su sensor de corriente 76A, ..., 76N para calcular la energía eléctrica Ei, E2, E3 de cada fase de la salida 40A, ..., 40N correspondiente.
El sistema de medición 20 según la invención permite también obtener una medición muy precisa de las energías activas E1, E2, E3 para las tres fases de la corriente trifásica, debido a la sincronización temporal de cada sensor de corriente 76A con respecto al dispositivo de medición de la tensión 66.
La sincronización temporal es muy precisa, siendo el desfase de sincronización medido del orden de más o menos 400 nanosegundos con la tecnología actual de los transceptores de radio 70, 80A, ..., 80N, 92 y las unidades de procesamiento de información 68, 78A, ..., 78N, 86.
Todos los módulos 60, 62A, ..., 62N, 64 están conectados entre sí por enlaces de radio a través de su respectivo transceptor de radio 70, 82A, ..., 82N, 92, facilitando así la instalación del sistema de medición 20 en la estación transformadora 10.
La compresión de los datos relativos a las tensiones e intensidades medidos utilizando el software de compresión 104, 124A, ..., 124N permite limitar la cantidad de datos transmitidos a través de los enlaces de radio, y por lo tanto limitar el consumo de energía del sistema de medición 20. Además, la compresión de datos reduce la sensibilidad del sistema de medición 20 a las interferencias de radio de tipo de perturbaciones como las interferencias de compatibilidad electromagnética, también conocidas como interferencias CEM.
La transmisión del segundo mensaje M2A, ..., M2N según un mecanismo de token distribuido permite reducir las interferencias de radio entre los módulos secundarios 62A, ..., 62N.
Según otra realización, no mostrada, el módulo primario 60 y el módulo de centralización 64 se agrupan en un módulo común, proporcionando así un único transceptor de radio para el módulo común en lugar de los dos transceptores de radio 70, 92 del módulo primario y del módulo de centralización.
Otras ventajas de esta segunda realización son idénticas a las de la primera realización descrita anteriormente. El funcionamiento de esta segunda realización es por lo demás idéntico al de la primera realización descrita anteriormente.
Ahora se explicará el funcionamiento del sistema de medición 20 según otra realización.
Para cada sensor de corriente 76A, el flujo de corriente a través del correspondiente conductor secundario de salida es adecuado para generar una señal proporcional a la intensidad de corriente en el primer devanado 112A.
En la figura 4, en la primera etapa 200, el módulo primario 60 inicializa y mide la frecuencia F de la tensión trifásica de los conductores primarios 34, 36, 38 a través del software de medición 102. La frecuencia F de la tensión trifásica es igual a la frecuencia de la red eléctrica, como 50 Hz en Europa y 60 Hz en Estados Unidos, por ejemplo.
El módulo primario 60 mide entonces, en la etapa 210, las tensiones primera, segunda y tercera V1, V2, V3 utilizando su dispositivo de medición 66 y su software de medición 102. El software 102 también muestrea los valores medidos de las tensiones V1, V2 , V3. La frecuencia de muestreo Fech de la tensión medida es un múltiplo de la frecuencia F de la tensión trifásica igual a la inversa del período Ptension de dicha tensión trifásica previamente medida en la etapa 200. El periodo Ptension de la tensión trifásica es igual al periodo de la red, es decir, unos 20 ms en Europa y unos 16,66 ms en Estados Unidos.
En la etapa 210, con el fin de optimizar la precisión de la medición de la energía, el período Ptension de la tensión se mide regularmente para tener en cuenta las variaciones de la tensión en el tiempo, por ejemplo cada 10 segundos. En la etapa 220, los coeficientes de la descomposición en serie de Fourier de cada una de las tensiones V1, V2, V3 de las tres fases se calculan de la misma manera que la descrita para la primera realización.
Finalmente, en la etapa 230, el módulo primario 60 transmite el primer mensaje M1 a cada uno de los módulos secundarios 62A, ..., 62N y al módulo de centralización 64. El primer mensaje M1 se envía preferentemente de forma periódica. El periodo de emisión Pemission está predeterminado, y preferiblemente es igual a un segundo.
El primer mensaje M1 comprende un campo de cabecera, también llamado preámbulo, un campo SFC (del inglés Start of Frame Delimiter, (delimitador de inicio de trama)), un campo PHR (del inglés Physical Header (de cabecera física)), un campo de datos y un campo CRC (del inglés Cyclic Redundancy Check (de comprobación de redundancia cíclica)). El preámbulo tiene un tamaño de 4 bytes, los campos SFD y PHR tienen un tamaño de 1 byte cada uno, el campo de datos tiene un tamaño variable, denominado n bytes, y el campo CRC tiene un tamaño de 2 bytes. En el ejemplo mostrado en la Figura 7, el primer mensaje M1 consiste en el campo de cabecera, el campo SFD, el campo PHR, el campo de datos y el campo CRC.
El campo de datos del primer mensaje M1 contiene en particular el periodo de muestreo Pech, los coeficientes Re_j(Vi), Im_j(Vi) de las descomposiciones en serie de Fourier de las tres tensiones V1, V2, V3 hasta el armónico K, calculados previamente durante la etapa 220, y el identificador del módulo secundario que estará autorizado a enviar su segundo mensaje al módulo de centralización 64 tras la recepción del primer mensaje M1. El identificador del módulo secundario autorizado a transmitir su información de medición se determina mediante el software de distribución del token único 108, utilizándose el identificador del módulo contenido en el primer mensaje M1 para designar el módulo secundario al que se ha asignado el token único.
Además, el campo de datos del primer mensaje M1 contiene los valores cuadráticos medios, también denotados RMS (del inglés Root Mean Square) de cada una de las tres tensiones V1, V2, V3.
En la etapa 300, el primer módulo secundario 62A inicializa y abre la ventana deslizante para recibir el primer mensaje M1 utilizando su software de recepción 120A.
Al recibir el primer mensaje M1, el primer módulo secundario 62A detecta el tiempo Tr de recepción del campo SFD, la recepción del campo SFD hace que el receptor de radio del primer módulo secundario 62A inicie una interrupción. La detección del tiempo de recepción Tr permite entonces calcular el tiempo Te en el que el primer mensaje M1 fue transmitido por el transmisor de radio del módulo primario 60. El tiempo de transmisión Te es de hecho igual al tiempo de recepción Tr menos un tiempo de propagación Dp del primer mensaje M1 a través del enlace de radio entre el módulo primario 60 y el módulo secundario correspondiente, siendo el tiempo de propagación Dp fijo y conocido para un tamaño predeterminado del campo de datos del primer mensaje M1. El primer módulo secundario 62A procede entonces a la etapa 320 de sincronización temporal con el módulo primario 60.
En la etapa 320, el software de sincronización 122A procede de manera similar a la descrita para la primera realización.
La hora de inicio del muestreo se restablece así para garantizar la sincronización temporal de la unidad de tratamiento de la información 78A con respecto al dispositivo de medición de la tensión 66.
Si el primer mensaje M1 no es detectado por el primer módulo secundario 62A, la ventana de recepción se cierra y no se realiza ninguna resincronización. A continuación, el módulo secundario 62A continúa el muestreo, tal y como se ha realizado en la etapa 340 del ciclo anterior, hasta que se reciba un nuevo mensaje M1 que permita realizar la resincronización. Así, es probable que la precisión de las mediciones se vea muy ligeramente degradada desde el punto de vista temporal, pero el sistema sigue funcionando en ausencia de la recepción de algunos mensajes M1. En otras palabras, el sistema de medición 20 es robusto ante una falta temporal de recepción del primer mensaje M1.
En la etapa 340, el software de compresión 124A procede de manera similar a la descrita para la primera realización.
El software de cálculo 126A calcula entonces periódicamente las energías activas E1+, E2+, E3+, E1-, E2-, E3- para cada una de las tres fases a partir de los valores de las tensiones medidas V1, V2, V3 recibidas del módulo primario 60 a través del primer mensaje M1 y de los valores de las intensidades I1A, I2A, I3A medidas por los sensores de corriente 76A.
Para cada fase i, se calcula una primera energía activa Ei+ y una segunda Ei-. La primera energía activa Ei+ es la energía eléctrica acumulada consumida por una carga conectada a la fase i aguas abajo del módulo secundario correspondiente. La segunda energía activa Ei- es la energía eléctrica acumulada producida por un generador conectado a la fase i aguas abajo del módulo secundario correspondiente. El periodo de cálculo de las energías activas E1+, E2+, E3+, E1-, E2-, E3- es igual al periodo Ptension, por ejemplo, unos 20 ms en Europa y unos 16,66 ms en los Estados Unidos.
De manera similar a la primera realización, las variaciones de las tensiones V1, V2, V3 están suficientemente limitadas entre dos instantes de transmisión del primer mensaje M1 para permitir el cálculo de las energías activas E1+, E2+, E3+, E1-, E2-, E3- cada 20 ms, a partir de los valores de las intensidades I1A, I2A, I3A medidos cada 20 ms y de los valores de las tensiones V1, V2, V3 recibidos cada segundo.
Las potencias activas Pi y reactivas Qi se calculan de la misma manera que la descrita para la primera realización utilizando las ecuaciones (1) a (4), y dado que los primeros coeficientes de las descomposiciones en serie de Fourier de cada una de las tensiones V1, V2, V3, por un lado, y los primeros coeficientes de las descomposiciones en serie de Fourier de cada una de las tensiones i1a , I2A, I3A, por otro lado, se calculan con muestreo simultáneo, es decir, los muestreos que comienza al mismo tiempo teniendo en cuenta la resincronización del muestreo en la etapa 320 y teniendo la misma frecuencia de muestreo Fech.
En cada periodo Ptension, la primera energía activa Ei+ se incrementa sólo cuando Pi,1 es positiva, es decir, la potencia correspondiente al producto de la fundamental de la corriente y la fundamental de la tensión es positiva, lo que corresponde a una potencia consumida por una carga aguas abajo del sistema de medición.
Un incremento de la primera energía activa AEi+ es entonces igual al producto del periodo Ptension por la potencia activa Pi,i calculada en el último periodo, según la siguiente ecuación:
A E i+ - P tensión *P n con ^ , > 0 (6) En cada periodo Ptension, la segunda energía activa Ei- se incrementa sólo cuando Pi,1 es negativa, es decir, la potencia correspondiente al producto de la fundamental de la corriente y la fundamental de la tensión es negativa, lo que corresponde a una potencia suministrada por un generador aguas abajo del sistema de medición.
Un incremento de la segunda energía activa AEi- es entonces igual al producto del periodo Ptension por la potencia activa Pi,1 calculada en el último periodo, según la siguiente ecuación:
AE - = Ptension X 0.1 COn P:A < 0 (7) Por lo tanto, para una red eléctrica trifásica, el sistema de medición 20 incrementa continuamente seis contadores de energía: E1 , E1-, E2+, E2-, E3+ y E3-. Así, las energías producidas y consumidas son muy distintas. El sistema de medición 20 también es adecuado para medir la energía suministrada por los generadores de energía distribuidos por la red eléctrica.
De manera idéntica a la primera realización, el segundo mensaje M2A contiene el identificador del primer módulo secundario 62A, los valores de los seis contadores de energía E1-, E2+, E2-, E3+, E3- para las tres fases de la tensión trifásica y los coeficientes complejos Re_¡(IiA), Im_j(IiA) de la descomposición en serie de Fourier de las tres corrientes I1A, I2A, I3A hasta el armónico K.
Además, el segundo mensaje M2A contiene los valores cuadráticos medios, también denotados RMS, de las corrientes I1A, I2A, I3A de las tres fases, así como los términos Pi,i y Qi,i para cada una de las tres fases, y los valores Pi y Qi para cada una de las tres fases.
Las etapas 400 a 420 son idénticas a las descritas para la primera realización, almacenando el módulo de centralización 64 en su base de datos 88 los valores recibidos y contenidos en el primer mensaje Mi y en los segundos mensajes M2A,...M2N.
Además, en la etapa 420, el software de procesamiento 144 calcula varios componentes que caracterizan la tensión trifásica de la red, a saber, las tensiones fundamentales complejas V11, V12 y V13, un componente homopolar V0, un componente directo Vd, un componente inverso Vi y un desequilibrio A utilizando las siguientes ecuaciones:
Vil = Re_l(Vl) 4- jxIm_l(Vl) (8) V12 = Re_l(V2) jxIm_l(V2) O) V13 = Re_ 1(V3) j x hn_ 1(V3) ( 10)
donde a es un operador de rotación definido por
a - e jJ l í r l j
(13)
El componente homopolar V0 es cero si no hay ningún fallo en la red.
En la realización de ejemplo de las Figuras 1 a 7 descrita anteriormente, la red eléctrica 12 es una red trifásica, y la corriente medida a través del sistema de medición 20 es una corriente trifásica. El experto entenderá, por supuesto, que la invención también se aplica a una red eléctrica monofásica y a la medición de una corriente alterna monofásica.
Se puede comprobar así que el sistema de medición 20 según la invención es más preciso, menos complejo y menos costoso.
Claims (12)
1. - Sistema (20) de medición de la energía eléctrica de la corriente que circula por al menos un conductor eléctrico secundario (42A, 44A, 46A, 42B, 44B, 46B, ..., 42N, 44N, 46N), estando el conductor secundario (42A, 42B, ..., 42N; 44A, 44B, ..., 44N; 46A, 46B, ..., 46N) conectado eléctricamente a un conductor eléctrico primario (34; 36; 38), teniendo el conductor primario (34; 36; 38) y el o cada uno de los conductores secundarios (42A, 42B, ..., 42N; 44A, 44B, ..., 44N; 46A, 46B, ..., 46N) sustancialmente la misma tensión (V1; V2; V3), comprendiendo este sistema de medición:
- un módulo primario (60) que comprende un transmisor de radio (70) y un dispositivo (66) de medición de la tensión del conductor primario (34, 36, 38),
- al menos un módulo secundario (62A, ..., 62N) que comprende un receptor de radio (80A, ..., 80N), un sensor (76A, ..., 76N) de la intensidad (I1A, I2A, I3A, I1B, I2B, I3B, ..., I1N, I2N, I3N) de la corriente que circula por el correspondiente conductor secundario (42A, 44A, 46A, 42B, 44B, 46B, ...., 42N, 44N, 46N) y un dispositivo (126A, ..., 126N) para calcular la energía eléctrica (E1, E2, E3, E1-, E2+, E2-, E3+, E3-) de dicha corriente que circula por el correspondiente conductor secundario (42A, 44A, 46A, 42B, 44B, 46B, ..., 42N, 44N, 46N),
caracterizado porque
- el módulo primario (60) comprende unos primeros medios (104) para comprimir el valor de la tensión medida (V1, V2, V3) y unos medios (106) para transmitir, desde el transmisor de radio (70) al receptor de radio (80a , ..., 80N) del o de cada módulo secundario (62A, 62B, ..., 62N), un primer mensaje (M1) que contiene el valor comprimido de la tensión medida por el dispositivo de medición (66),
- el sistema de medición (20) comprende medios (106, 120A, ..., 120N, 122a , ..., 122N) para la sincronización temporal del o de cada uno de los sensores de intensidad (76A, ..., 76N) con respecto al dispositivo de medición de la tensión (66), y
- el dispositivo de cálculo (126A, ..., 126N) está conectado al receptor de radio (80A, ..., 80N) y es adecuado para calcular la energía eléctrica a partir del valor de la tensión medida (V1, V2, V3) recibida del módulo primario (60) y del valor de la intensidad (I1A, ..., I3N) medida por el sensor de intensidad (76A, ..., 76N), y
porque el primer mensaje (M1) incluye datos de sincronización para la sincronización temporal del o de cada sensor de corriente (76A, ..., 76N) con respecto al dispositivo de medición de tensión (66), siendo la fecha de recepción del primer mensaje (M1) la fecha de referencia para la sincronización del al menos un módulo secundario (62A, ..., 62N) con respecto al módulo primario (60), siendo el al menos un módulo secundario (62A, ..., 62N) adecuado para verificar que el primer mensaje (M1) contiene los datos de sincronización para luego realizar la sincronización temporal con el módulo primario (60).
2. - Sistema (20) según la reivindicación 1, en el que el o cada módulo secundario (62A, ..., 62N) está dispuesto para medir únicamente la intensidad (I1A, I2A, I3A, I1B, I2B, I3B, ..., I1N, I2N, I3N) de la corriente que circula por el correspondiente conductor secundario (42A, 44A, 46A, ..., 42N, 44N, 46N), sin medir la tensión de dicha corriente que circula por el correspondiente conductor secundario.
3. - Sistema (20) según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que los primeros medios de compresión (104) comprenden unos primeros medios de cálculo de los coeficientes (Re_j (Vi), Im_j (Vi); i = 1, 2 , 3; j comprendido entre 1 y K) de la descomposición en serie de Fourier de dicho valor de la tensión medida por el dispositivo de medida (66) del módulo primario (60).
4. - Sistema (20) según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el o cada módulo secundario (62A, ..., 62N) comprende segundos medios (124A, ..., 124N) para comprimir el valor de la intensidad medida (I1A, I2B, I3A, ..., I3N).
5. - Sistema (20) según la reivindicación 4, en el que los segundos medios de compresión (124A, ..., 124N) comprenden segundos medios para calcular los coeficientes (Re_¡(IiA), Im_j (liA), ...re_j (liN), lm_j (liN); i = 1, 2, 3; j comprendido entre 1 y K) de la descomposición en serie de Fourier de dicho valor de la intensidad medida por el sensor (76A, ..., 76N) del módulo secundario (62A, ..., 62N).
6. - Sistema (20) según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores tomada con la reivindicación 4, en el que el dispositivo de cálculo (126A, ..., 126N) es adecuado para calcular la energía eléctrica (E1, E2, E3, E1-, E2+, E2-, E3+, E3-) a partir de los valores comprimidos de la intensidad y la tensión medidas.
7. - Sistema (20) según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el sistema comprende una pluralidad de módulos secundarios (62A, ..., 62N) y un módulo (64) de centralización de los valores de energía eléctrica calculados (E1, E2, E3, E1-, E2+, E2-, E3+, E3-), incluyendo el módulo de centralización (64) un receptor de radio (92), y cada módulo secundario (62A, ..., 62N) incluye medios (128A, ..., 128N) para transmitir desde el transmisor de radio (80A, ..., 80N) al receptor de radio (92) del módulo de centralización (64), un segundo
mensaje (M2A...., M2N) que contiene el valor de la energía (Ei, E2, E3, E1-, E2+, E2-, E3+, E3-) calculado por el dispositivo de cálculo (126A, ..., 126N).
8. - Sistema (20) según la reivindicación 7, en el que el módulo primario (60) comprende medios (108) para distribuir un único token a los módulos secundarios (62A, ..., 62N) sucesivamente y los medios de transmisión del módulo secundario (62A, ..., 62N) son adecuados para transmitir el segundo mensaje (M2A, ..., M2N) sólo cuando el módulo secundario correspondiente (62A, ..., 62N) ha recibido previamente el token único del módulo primario (60).
9. - Sistema (20) según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores tomada con la reivindicación 3 o 5, en el que el primer mensaje (M1) contiene el valor de un período de muestreo (Pech) en el que se calculan los coeficientes de la descomposición en serie de Fourier de dicho valor de la tensión medida (Re_j (Vi), Im_j (Vi) ; i = 1, 2, 3; j comprendido entre 1 y K) y/o de dicho valor de la intensidad medida (Re_j(IiA), lm_j (liA), .., Re_j (liN), lm_j (liN); i = 1, 2, 3; j comprendido entre 1 y K).
10. - Estación (10) para transformar una corriente eléctrica con una primera tensión de corriente alterna en una corriente eléctrica con una segunda tensión de corriente alterna, que comprende :
- un primer panel (14) que comprende al menos un conductor eléctrico de entrada (24A, 26A, 28A, 24B, 26B, 28B) adecuado para ser conectado a una red eléctrica (12), teniendo el conductor de entrada la primera tensión de corriente alterna,
- un segundo panel (16) que comprende al menos un conductor eléctrico primario de salida (34, 36, 38) y al menos un conductor eléctrico secundario de salida (42A, 44A, 46A, 42B, 44B, 46B, ..., 42N, 44N, 46N), estando el o cada uno de los conductores secundarios de salida (42A, 42B, ..., 42N; 44A, 44B, ...., 44N; 46A, 46B, ..., 46N) conectados eléctricamente a un conductor primario de salida correspondiente (34; 36; 38), presentando los conductores de salida correspondientes (34, 42A, 42B, ..., 42N; 36, 44A, 44B, ..., 44N; 38, 46A, 46B, ..., 46N) la segunda tensión de corriente alterna,
- un transformador eléctrico (18) conectado entre el primer panel (14) y el segundo panel (16) y adecuado para transformar la corriente con la primera tensión de corriente alterna en la corriente con la segunda tensión de corriente alterna, y
- un sistema (20) de medición de la energía eléctrica (E1, E2, E3, E1-, E2+, E2-, E3+, E3-) de la corriente que circula por el o cada conductor secundario de salida (42a , 44A, 46A, 42B, 44B, 46B, ..., 42N, 44N, 46N), caracterizada porque el sistema de medición (20) es conforme a una cualquiera de las reivindicaciones anteriores.
11. Procedimiento de medición de la energía eléctrica (E1, E2, E3, E1-, E2+, E2-, E3+, E3-) de la corriente que circula por al menos un conductor eléctrico secundario (42A, 44A, 46A, 42B, 44B, 46B, ..., 42N, 44N, 46N), estando el conductor secundario (42A, 42B, ..., 42N; 44A, 44B, ..., 44N; 46A, 46B, .., 46N) conectado eléctricamente a un conductor eléctrico primario (34; 36; 38), teniendo el conductor primario (34; 36; 38) y el o cada conductor secundario (42A, 42B, ., 42N; 44A, 44B, ., 44N; 46A, 46B, ., 46N) sustancialmente la misma tensión, comprendiendo el procedimiento las siguientes etapas:
- (a) medir (210), mediante un módulo primario (60), la tensión (V1, V2, V3) de la corriente que circula por el conductor primario (34, 36, 38),
- (b) medir (330), mediante un módulo secundario (62A, ..., 62N), la intensidad (I1, I2A, I3A, ..., I3N) de la corriente que circula por el correspondiente conductor secundario (42A, 44A, 46A, 42B, 44B, 46B, ..., 42N, 44N, 46N), y
- (c) calcular (340), mediante el módulo secundario (62A, ..., 62N), la energía eléctrica (E1, E2, E3, E1-, E2+, E2-, E3+, E3-) de dicha corriente que circula por el correspondiente conductor secundario (42A, 44A, 46A, 42B, 44B, 46B, ..., 42N, 44N, 46N),
caracterizado porque el procedimiento comprende además las siguientes etapas:
- (i) comprimir (220) el valor de la tensión medida (V1, V2, V3) y transmitir (230), por el módulo primario (60), un primer mensaje (M1) que contiene el valor comprimido de la tensión medida, a través de un enlace de radio entre el módulo primario (60) y el módulo secundario (62A, ..., 62N); y
- (ii) la sincronización temporal (320) de la medición de la intensidad con la medición de la tensión, porque, en la etapa (c), el cálculo de la energía eléctrica (E1, E2, E3, E1-, E2+, E2-, E3+, E3-) se realiza a partir del valor de la tensión medida recibida del módulo primario (60) y del valor de la intensidad medida por el sensor de intensidad (76A, ..., 76N), y
porque el primer mensaje (M1) incluye datos de sincronización para la sincronización temporal del o de cada sensor de intensidad (76A, ..., 76N) con respecto al dispositivo de medición de la tensión (66), siendo la fecha de recepción del primer mensaje (M1) la fecha de referencia para la sincronización del al menos un módulo secundario (62A, ..., 62N) con respecto al módulo primario (60), y el al menos un módulo
secundario (62A, ......, 62N) comprueba que el primer mensaje (M1) contiene los datos de sincronización para, a continuación, realizar la sincronización temporal con el módulo primario (60).
12. - Procedimiento según la reivindicación 11, en el que el período (Ptension) de la tensión (V1, V2, V3) es medido regularmente por el módulo primario (60), siendo el período de medición preferentemente igual a 10 segundos.
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