ES2935116T3

ES2935116T3 - Medida fasoral sincronizada en redes de distribución eléctrica

Info

Publication number: ES2935116T3
Application number: ES17751879T
Authority: ES
Inventors: David W Rieken; Gregory Berchin; Lakshan Prageeth Piyasinghe; Albert Fargnoli; Saeed Mirshekari
Original assignee: Aclara Technologies LLC
Current assignee: Aclara Technologies LLC
Priority date: 2016-07-26
Filing date: 2017-07-25
Publication date: 2023-03-01
Anticipated expiration: 2037-07-25
Also published as: WO2018022552A1; US10401402B2; EP3491399A1; US20180031617A1; EP3491399B1

Abstract

Se describen sistemas y métodos para la medición fasorial sincronizada en una red de distribución de energía. En un aspecto, los sistemas y métodos cuantifican el ángulo de fase entre tensiones o corrientes en dos puntos cualesquiera de la red de distribución. En otro aspecto, los sistemas y métodos establecen una referencia de tiempo común entre puntos en una red de distribución de energía mediante la transmisión de un pulso de sincronización a través de la red de distribución. En un aspecto adicional, los sistemas y métodos extraen fasores de una forma de onda de la línea eléctrica utilizando un bucle de bloqueo de fase (PLL) y la regresión de los cruces por cero de la forma de onda de salida del PLL. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Medida fasoral sincronizada en redes de distribución eléctrica

ANTECEDENTES

[0001] La presente invención generalmente se refiere a redes de distribución de energía y, en particular, un sistema y un método para estimar la fase del voltaje en un punto de detección en una red de distribución de energía en relación con la fase del voltaje en otro punto en la red de distribución de energía.

[0002] Las unidades de medición de fasores (PMU) convencionales utilizan relojes de radio del sistema de posicionamiento global (GPS) para sincronizar mediciones dispersas a una hora común. Sin embargo, estas PMU se limitan al despliegue en redes de transmisión debido a factores tales como el costo de las unidades, la carga en las redes de comunicaciones, problemas de visibilidad del satélite GPS y similares. Por lo tanto, estas PMU no pueden proporcionar monitoreo en tiempo real ni conocimiento de los ángulos fasoriales en todas las ubicaciones del sistema de distribución. En consecuencia, la confiabilidad, la flexibilidad, la eficiencia y la seguridad de las operaciones del sistema de distribución se ven comprometidas, lo que puede provocar fallas en el sistema y perfiles de voltaje y factor de potencia que no cumplen con los estándares requeridos.

[0003] US 2007/014313 A1 describe un sistema según el preámbulo de la reivindicación 1.

Resumen

[0004] La invención se define mediante el sistema según la reivindicación 1. Otras formas de realización se definen en las reivindicaciones dependientes. Objetos, formas de realización, ejemplos y aspectos adicionales, que no caen dentro del alcance de las reivindicaciones, se definen en la descripción para una mejor comprensión de la invención.

[0005] En una forma, se describe un sistema para utilizar comunicaciones por línea de energía para proporcionar mediciones fasoriales sincronizadas de manera ubicua a lo largo de una red de distribución de energía. El sistema incluye una red de distribución eléctrica, al menos un dispositivo de medición y un dispositivo sincronizador. El dispositivo de medición está conectado a la red de distribución eléctrica. El dispositivo sincronizador está conectado a la red de distribución eléctrica en un punto trifásico y adaptado para generar una baliza que transmite al dispositivo de medición a través de la red de distribución eléctrica. La baliza incluye un pulso de sincronización adaptado para establecer una referencia de tiempo común entre el dispositivo sincronizador y el dispositivo de medición. La baliza también incluye datos de fasores de referencia adaptados para establecer referencias de fase relativas al dispositivo sincronizador en el dispositivo de medición.

[0006] En otra forma, se describe un método para determinar una diferencia de fase entre fasores en un dispositivo de medición y un fasor de referencia en un dispositivo sincronizador. Un sincronizador genera una primera baliza que incluye un primer pulso de sincronización y un primer paquete de comunicaciones. El sincronizador transmite la primera baliza a uno o más contadores eléctricos conectados al sincronizador por una red de distribución eléctrica. El sincronizador se acopla a la red de distribución eléctrica en un punto de conexión trifásico. El sincronizador mide una fase y una amplitud de tensión en la red de distribución eléctrica en el punto de conexión trifásico durante la transmisión de la primera baliza. La fase de voltaje y la amplitud de voltaje medidos comprenden un fasor de voltaje de referencia correspondiente al primer pulso de sincronización. El sincronizador genera una segunda baliza que incluye un segundo pulso de sincronización y un segundo paquete de comunicaciones. El segundo paquete de comunicaciones incluye el fasor de voltaje de referencia correspondiente al primer pulso de sincronización. El sincronizador transmite la segunda baliza a los contadores eléctricos a través de la red de distribución eléctrica, lo que permite que los contadores eléctricos determinen un fasor de tensión medido en el contador eléctrico en relación con el fasor de tensión de referencia en el momento de recibir la primera baliza.

[0007] Otros objetos y características serán en parte aparentes y en parte señalados a continuación.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

[0008]

La FIG. 1 es un diagrama de bloques que ilustra una forma de realización de un sistema de medición de fasores ejemplar para implementar la invención descrita.

FIG. 2 es un diagrama de bloques que ilustra una forma de realización de una cadena de procesamiento de señal de ejemplo del sincronizador de la FIG. 1.

FIG. 3 es un diagrama de bloques que ilustra una forma de realización de una cadena de procesamiento de señal ejemplar de los medidores de la FIG. 1.

FIG. 4 es un diagrama que ilustra una forma de realización de una operación ejemplar del sistema de medición de fasores de la FIG. 1.

FIG. 5 es un gráfico que ilustra una forma de realización de ejemplos de cálculos de fasores del sistema de medición de fasores de la FIG. 1.

FIG. 6 es un diagrama que ilustra una forma de realización de las diferencias en las frecuencias de reloj entre un sincronizador y un medidor.

FIG. 7 es un gráfico que ilustra una forma de realización de funciones de densidad de probabilidad ejemplares del sistema de la medición fasorial de la FIG. 1.

FIG. 8 es un diagrama que ilustra una forma de realización de una operación ejemplar del sistema de medición de fasores de la FIG. 1.

FIG. 9 es un diagrama que ilustra una forma de realización de una forma de onda ejemplar del sistema de medición fasorial de la FIG. 1.

[0009] Los caracteres de referencia correspondientes indican partes correspondientes a lo largo de los dibujos.

DESCRIPCIÓN DETALLADA

[0010] El sistema descrito se conecta a una red de distribución de energía para transmitir y recibir datos. El sistema y los métodos descritos cuantifican el ángulo de fase entre las mediciones fasoriales de voltaje y corriente en un punto o entre dos puntos cualquiera en la red de distribución de energía y no requieren GPS u otra referencia de reloj externo para la sincronización de tiempo. Por ejemplo, el sistema mide la fase del voltaje de la red en cualquier dispositivo de medición capaz en relación con el voltaje de la red de su subestación principal. El sistema también mide el fasor de corriente sincrónicamente con el fasor de voltaje en cualquier dispositivo de medición capaz y, por lo tanto, sincrónicamente con el fasor de voltaje de la subestación principal. En una forma, el sistema se implementa en firmware integrado en los puntos de medición y utiliza un transmisor de banda de frecuencia muy baja (VLF) y/o de banda de frecuencia ultrabaja (ULF) en cada subestación de la red de distribución de energía.

[0011] La FIG. 1 ilustra un sistema de medición de fasores sincronizados (es decir, sincrofasores) ejemplar, generalmente indicado en 100, de acuerdo con una forma de realización de la invención. El sistema de medición de fasores sincronizados 100 incluye una subestación 102, una red de distribución de energía 104 y dispositivos de medición 106. La subestación 102 incluye un dispositivo sincronizador 108. Los dispositivos de medición 106 están conectados mecánica, eléctrica y/o comunicativamente a aspectos de la energía. red de distribución 104. Como se ilustra en la FIG.

1, los dispositivos de medición 106 pueden conectarse a transformadores (por ejemplo, transformadores de distribución que reducen el voltaje medio al voltaje bajo). El dispositivo sincronizador 108 también está conectado mecánica, eléctrica y/o comunicativamente a aspectos de la red de distribución de energía 104, como se describe más adelante en este documento. El dispositivo sincronizador 108 puede conectarse a la red 104 mediante un transformador, como se muestra en la figura 1. En una forma, el dispositivo sincronizador 108 está conectado eléctricamente y/o comunicativamente a los dispositivos de medición 106 a través de la red de distribución eléctrica 104. En otra En forma, los aspectos del sistema 100 (por ejemplo, la red 104, los dispositivos de medición 106, el dispositivo sincronizador 108, etc.) comprenden un sistema de comunicación por la línea de energía (PLC). La tasa a la que el sistema 100 es capaz de medir fasores depende de la tasa de datos del sistema PLC. En una forma de realización, el sistema PLC tiene una velocidad de datos de enlace descendente de 10 a 100 bits por segundo (bps), lo que da como resultado una velocidad de intervalo de aproximadamente 1 a 10 segundos.

[0012] En una forma de realización, la red de distribución de energía 104 comprende líneas de distribución, cada una de las cuales está adaptada para transportar energía eléctrica que tiene diferentes fases de cableado. Por ejemplo, una línea de distribución 104-A puede adaptarse para transportar energía eléctrica que tiene la Fase A a los dispositivos de medición 106-A, una línea de distribución 104-B puede adaptarse para transportar energía eléctrica que tiene la Fase B a los dispositivos de medición 106-B, y una la línea de distribución 104-C puede adaptarse para transportar energía eléctrica que tiene la Fase C a los dispositivos de medición 106-C. En una forma de realización, las líneas de distribución de la red de distribución de energía 104 pueden transportar energía eléctrica que tiene una combinación de Fase A, Fase B y/o Fase C. Por ejemplo, cuando el sistema incluye transformadores delta-Y y/o Y-delta, las fases de las salidas de estos transformadores no serán Fase A, Fase B o Fase C puras, sino que pueden ser una combinación de Fase A, Fase B y/o Fase C. En una forma, el sistema 100 utiliza PLC para proporcionar mediciones fasoriales sincronizadas de manera ubicua en toda la red de distribución de energía 104.

[0013] Los dispositivos de medición 106 se colocan en la red de distribución de energía 104 dondequiera que se realicen mediciones fasoriales síncronas. Los dispositivos de medición 106 son capaces de recibir digitalmente (por ejemplo, muestrear) señales de PLC de banda VLF y/o de banda ULF, almacenar firmware y fasores medidos en un dispositivo de memoria, y ejecutar el firmware en tiempo real o casi en tiempo real con uno o más procesadores para estimar los fasores locales en relación con el fasor de la subestación, como se describe más adelante en este documento. Las señales de PLC de banda VLF incluyen aquellas en el rango de alrededor de 3 kHz a alrededor de 30 kHz y las señales de PLC de banda ULF incluyen aquellas en el rango de alrededor de 0,3 kHz a alrededor de 3 kHz. En una forma, los aspectos del sistema de medición de fasores sincronizados 100 utilizan señales de PLC que tienen una frecuencia de al menos aproximadamente 1 kHz. Los dispositivos de medición 106 están incorporados en un sistema de infraestructura de medición avanzada (AMI). En una forma, los dispositivos de medición 106 recuperan señales de banda VLF y/o de banda ULF a partir de señales muestreadas de red de banda base. Como se muestra en la Fig. 1, los dispositivos de medición 106 pueden determinar la potencia activa (P) y la potencia reactiva (Q).

[0014] El dispositivo sincronizador 108, que puede colocarse en cada subestación 102 en un punto trifásico, es capaz de transmitir una señal de PLC de banda VLF y/o de banda ULF en cada fase de la red 104. En una forma, el dispositivo sincronizador 108 está adaptado para generar una baliza que penetrará en la red de distribución de energía 104 proporcionando información de referencia de tiempo e información fasorial de la subestación 102, como se describe más adelante en este documento.

[0015] En una forma, el sistema 100 se utiliza para aplicaciones de operaciones en tiempo real tales como conocimiento de la situación de área amplia (por ejemplo, monitoreo del factor de potencia, monitoreo y tendencias de voltaje o corriente, etc.), diagnóstico del desequilibrio de voltaje del sistema, detección de eventos y evitación (por ejemplo, detección de neutro flotante, detección de fallas, etc.), alarmas y configuración de límites operativos del sistema, estimación de estado, detección y restauración de interrupciones, planificación de operaciones en tiempo real y similares. Supervisando el factor de potencia y la distribución de tensión a través de la red de distribución de potencia 104 a través del sistema 100, se puede determinar la ubicación y el ajuste óptimos para dispositivos tales como bancos de condensadores y reguladores de tensión. Los aspectos del sistema 100 también pueden proporcionar mediciones de sincrofasores para calcular los factores de desequilibrio de voltaje que pueden utilizarse para analizar las condiciones de desequilibrio en la red de distribución de energía 104. Los sincrofasores ejemplares incluyen mediciones de valores en la red de distribución de energía 104 (p. ej., potencia, voltaje, corriente, etc.) con marca de tiempo de acuerdo con una referencia de tiempo común.

[0016] La FIG. 2 ilustra un dispositivo sincronizador de cadena de procesamiento de señales ejemplar 108 de acuerdo con un aspecto de la invención. De acuerdo con la Fig. 2, el dispositivo sincronizador 108 genera una baliza que penetra en la red 104 proporcionando información de referencia de tiempo e información fasorial de la subestación. La cadena de procesamiento de señales ilustrada incluye un generador de impulsos de sincronización 202, un modulador 204, un convertidor de digital a analógico (D/A) 206, un amplificador 208, un acoplador 210, un convertidor A/D 212, un filtro de paso de banda 214, un bucle de bloqueo de fase (PLL) 216, un detector 218 y un algoritmo 220 almacenados como instrucciones legibles por el procesador en un medio tangible no transitorio tal como un dispositivo de memoria y ejecutado por uno o más procesadores.

[0017] El generador de pulsos de sincronización 202 está adaptado para generar un pulso de sincronización para establecer una referencia de tiempo común entre el dispositivo de sincronización 108 y los dispositivos de medición 106, como se describe más adelante en el presente documento. El modulador 204 está adaptado para generar una señal de comunicaciones codificada con información pertinente para establecer referencias de fase en los dispositivos de medición remotos 106 en relación con el dispositivo de sincronización 108, como se describe más adelante en este documento. Como ejemplo, la solicitud de patente de EE. UU. en copropiedad y en tramitación junto con el número de serie 13/988,461, titulada Mains-Synchronous Power-Line Communications System and Method, presentada el 2 de julio de 2013, describe la generación y transmisión de una señal desde un modulador de señal a través de un sistema de distribución de energía. En una forma, el pulso de sincronización (por ejemplo, la señal) y la señal de comunicaciones se combinan en un paquete de comunicaciones. El convertidor D/A 206 está adaptado para convertir el paquete de comunicaciones de una representación digital de una cantidad (por ejemplo, una amplitud) a una cantidad física continua (por ejemplo, un voltaje). El amplificador 208 está adaptado para amplificar el paquete de comunicaciones analógicas antes de la transmisión a través de la red 104.

[0018] El acoplador 210 está adaptado para conectar el dispositivo de sincronización 108 a la red 104, bloquear las señales de la red de alto voltaje del resto del dispositivo, y permitir que las señales analógicas generadas pasen sin obstrucciones a las líneas eléctricas de la red 104. En una forma, el acoplador 210 conecta el dispositivo de sincronización 108 a la red 104 mediante una conexión de bajo voltaje (LV). Adicional o alternativamente, el acoplador 210 comprende un punto de conexión trifásico para el dispositivo de sincronización 108.

[0019] El convertidor A/D 212 está adaptado para muestrear la tensión de red en el punto de conexión. En una forma de realización, el convertidor A/D 212 está adaptado para muestrear la forma de onda, a partir de la cual se derivan la fase y la magnitud del voltaje. Como se muestra en la Fig. 2, la señal producida por el convertidor A/D 212 se envía al detector 218. En una forma de realización adicional o alternativa, la señal producida por el convertidor A/D 212 se envía al PLL 216 a través de un filtro de paso de banda 214, como se describe más adelante en este documento. En una forma, la necesidad de enviar la señal producida por el convertidor A/D 212 al PLL 216 a través del filtro de paso de banda 214 se rige por la relación señal/ruido (SNR) de la onda sinusoidal de 60 Hz. Por ejemplo, en situaciones de alta SNR (p. ej., donde la forma de onda se ve afectada mínimamente por ruido y/o distorsión, etc.) el ángulo de fase de la señal se deduce de los cruces por cero de la forma de onda sin procesar, y en situaciones de baja SNR (p. ej., cuando la forma de onda está corrompida por ruido y/o distorsión, etc.) PLL 216 se utiliza para generar una representación fiel del componente fundamental de la forma de onda y el ángulo de fase de la señal se deduce de los cruces por cero de esa representación en lugar de la forma de onda sin procesar. El detector 218 está adaptado para analizar la forma de onda de la línea de energía para detectar un pulso de sincronización, si alguna vez está presente. El PLL 216 está adaptado para rastrear la fase de la tensión de red. En una forma de realización adicional o alternativa, el PLL 216 está adaptado para rastrear la amplitud del voltaje de la red. Un ejemplo de PLL 216 incluye un detector de fase, un filtro de bucle, un oscilador controlado por voltaje (VCO) y un divisor de frecuencia. En un sistema ejemplar, el divisor del divisor de frecuencia es igual a uno, de modo que la frecuencia de salida es igual a la frecuencia de entrada (es decir, no se utiliza la función divisoria). Cuando el algoritmo 220 detecta una señal de sincronización, el tiempo de detección, la fase y la magnitud del voltaje y la corriente de la línea eléctrica se almacenan en un dispositivo de memoria y se envían al modulador 204 para su transmisión en la siguiente baliza. Aquí se describen detalles adicionales sobre el algoritmo 220.

[0020] La FIG. 3 ilustra un dispositivo de medición de cadena de procesamiento de señal ejemplar 106 de acuerdo con un aspecto de la invención. De acuerdo con la Fig. 3, los dispositivos de medición 106 muestrean el voltaje y la corriente observados en el punto de medición y operan con un PLL. La cadena de procesamiento de señal ilustrada incluye un filtro de paso bajo 302 para la corriente, un convertidor A/D 304 para la corriente, un filtro de paso de banda 306 para la corriente, un PLL 308 para la corriente, un filtro de paso bajo 310 para el voltaje, un convertidor A/D 312 para el voltaje, un filtro de paso de banda 314 para el voltaje, un PLL 316 para el voltaje, un detector 318, un demodulador 320 y un algoritmo 322 almacenado como instrucciones legibles por el procesador en un formato no transitorio, medio tangible como un dispositivo de memoria y ejecutado por un procesador. En una forma, la cadena de procesamiento de señales ejemplar ilustrada por la FIG. 3 es proporcionada por dispositivos de medición 106 que tienen filtros 302, 310 y convertidores A/D 304, 312 capaces de satisfacer el criterio de Nyquist para la baliza y un dispositivo de memoria adecuado y uno o más procesadores.

[0021] Los filtros de paso bajo 302 y 310 son filtros antisolapamiento configurados según corresponda para las tasas de muestreo de convertidores A/D 304, 312, respectivamente. El convertidor A/D 304 está adaptado para convertir las señales de corriente filtradas que pasan por el filtro de paso bajo 302 de la cantidad de corriente continua a una representación digital de la amplitud de la cantidad. De manera similar, el convertidor A/D 312 está adaptado para convertir las señales de voltaje filtradas que pasan por el filtro de paso bajo 310 de la cantidad de voltaje continuo a una representación digital de la amplitud de la cantidad. La señal de corriente muestreada producida por el convertidor A/D 304 tiene la magnitud y la fase para que la corriente se derive del mismo a través del algoritmo 322. La señal de voltaje muestreada producida por el convertidor A/D 312 se envía al detector 318 que, cuando detecta un pulso de sincronización, hace que la magnitud y la fase del voltaje se deriven del mismo a través del algoritmo 322. Opcionalmente, las señales digitales producidas por los convertidores A/D 304 y 312 se envían a los PLL 308 y 316, respectivamente, a través de los filtros de paso de banda 306 y 314, respectivamente. El demodulador 320 demodula el paquete de comunicaciones recibido del dispositivo sincronizador 108, que contiene la fase y la magnitud del fasor de voltaje del dispositivo sincronizador 108, la marca de tiempo y el índice, en el momento de un pulso de sincronización anterior como se describe más adelante en este documento.

[0022] La FIG. 4 ilustra un método ejemplar de operación del sistema de medición de fasores 100. En el paso 402, el dispositivo sincronizador 108 genera una nueva ID de sincronización (sync) y la agrega al paquete de comunicaciones. El propósito del ID de sincronización es identificar cada baliza que transmite el dispositivo sincronizador 108, lo que permite que los dispositivos de medición 106 asocien las mediciones fasoriales localmente con las mediciones fasoriales remotas. En el paso 404, el dispositivo sincronizador 108 transmite una baliza a través de la red 104 que consiste en una señal de sincronización, s(t), generada por el generador de impulsos de sincronización 202 seguida por el paquete de comunicaciones.

[0023] En el paso 406, los filtros emparejados en el dispositivo sincronizador 108 (por ejemplo, el detector 218) y cada uno de los dispositivos de medición 106 (por ejemplo, el detector 318) detectan simultáneamente, o sustancialmente simultáneamente, la señal de sincronización de la baliza transmitida en el paso 404. Se contempla que algunos dispositivos no detecten la señal. En una forma, los dispositivos no necesitan detectar la señal con precisión, como se describe más adelante en este documento. El dispositivo sincronizador 108 y cada uno de los dispositivos medidores 106 marcan los fasores de voltaje y corriente, durante el paso 408, en el momento de la detección en el paso 406. Los fasores de voltaje y corriente registrados son proporcionados por la salida de los PLL de cada dispositivo medidor 106.

[0024] En el paso 410, cada dispositivo de medición 106 decodifica el paquete de comunicaciones. La presencia de un paquete de comunicaciones se indica mediante la detección de la señal de sincronización (por ejemplo, el paso 406). En el paquete de comunicaciones se incluyen mediciones de fasores en el dispositivo sincronizador 108 para la baliza anterior. El ID de sincronización de las sincronizaciones medidas e incluidas en este paquete también se incluye para que se pueda realizar la asociación correcta. Durante el paso 412, cada uno de los dispositivos de medición 106 calcula los fasores relativos restando los fasores locales del fasor de referencia en el dispositivo sincronizador 108. En una forma, los fasores de referencia tienen una iteración anterior porque el paquete de comunicaciones incluye datos de la sincronización anterior y no la sincronización actual. En otras formas, los fasores de referencia pueden tener más de una iteración o pueden contener datos de la sincronización actual (es decir, los datos tienen cero iteraciones). Examinando los tiempos de detección remotamente (p. ej., en el dispositivo sincronizador 108) y localmente (p. ej., en el dispositivo medidor 106), se pueden inferir las diferencias en la velocidad del reloj y la deriva del reloj entre el reloj del medidor y el reloj sincronizador. Es posible mejorar la resolución del fasor corrigiendo la desviación del reloj de acuerdo con un aspecto de la invención, como se describe más adelante en este documento.

[0025] En el paso 414, el dispositivo sincronizador 108 marca el fasor de voltaje en su propia ubicación en el momento de esta detección. El dispositivo sincronizador 108 también marca el momento en que se realizó la detección. Estos campos se dejan en blanco cuando el dispositivo sincronizador 108 no detecta una señal de sincronización durante una iteración. En el paso 416, el dispositivo sincronizador 108 crea un nuevo paquete de comunicaciones que consiste en la ID de sincronización detectada, el fasor de voltaje registrado y la marca de tiempo del paso 414 antes de regresar al paso

[0026] En una forma, el propósito de la señal de sincronización, s(t), es proporcionar una referencia temporal para la extracción de fasores. Adicional o alternativamente, la señal de sincronización también puede ser utilizada por el sistema de comunicaciones para señalar el comienzo de un paquete de comunicaciones. La señal recibida por los dispositivos de medición 106 tiene la forma

r ( t ) = /i(t) * s ( t - t ) n p( t ) n c ( t ) (1)

en que h(t) es la función de transferencia del canal entre el dispositivo sincronizador 108 y el dispositivo de medición 106. Como se usa aquí, un símbolo * denota convolución si se usa como una operación y conjugación compleja si se usa como superíndice. El ruido aditivo se descompone en ruido periódico, n ^p (t), y ruido cicloestacionario, n ^c (t), donde E [| r ^p (t)|²] » E [n ^c (t)|²]. La señal de sincronización transmitida contiene un retardo desconocido, ^t , cuya sincronización requiere ser estimada. Si

s ( 0 = I,n=o sng ( t - n T ) (2)

donde T es el período de red y e c satisface

l,n=0 sn = 0 (3) entonces los detectores emparejados 218, 318 están configurados para cancelar el ruido periódico n ^p (t) dejando solo el ruido cicloestacionario n ^c (t).

[0027] El tiempo de detección se da como

f = a rg m a x r ( t ) * s * ( —t)

= a rg m a x /i(t) * s ( t — r ) * s * ( —t) n c ( t ) * s ’ ( —1)

^{= arg m ax} h(t) ^{* /?s ( t — r )} nc ^* s*(t — ^{r ) (4)}

donde

Rs(t) = s(t) * s ' ( - t ) . ₍₅₎

[0028] La transformada de Fourier de Rs(t) es por lo tanto = |S(/)|2 donde S(f) es la transformada de Fourier de s(t). Dado que la única fuente de error en (4) es el segundo término, la elección de s(t) afecta la precisión de a ^t . Si s(t) se encuentra dentro de la banda de paso del canal y la ganancia de ese canal se denomina A, entonces (7) se convierte en

^{f = a rg m a x} ARs(t — ^{r )} nc(t) ^* s*(t — ^{r ) . (6)}

[0029] Por lo tanto, la varianza de ^atdisminuye al aumentar los AR ^s (0) y al disminuir E [ |r ^c (t)|2] . Además, el ancho del lóbulo principal de la señal de sincronización en R^s (t) impacta directamente en la estimación del tiempo de llegada. En consecuencia, un lóbulo principal más estrecho da como resultado una mejor precisión. Para la mayoría de las señales de interés, el lóbulo principal solo se puede estrechar aumentando el ancho de banda de la señal. En una forma, la varianza de ^t se mejora aumentando su duración y, por lo tanto, su energía. De otra forma, la varianza de ^t se mejora aumentando su ancho de banda.

[0030] Cuando la función de transferencia de canal, h(t), es tal que

la estimación del tiempo de llegada será muy pobre. Esto indica un canal incapaz de propagar la señal de sincronización. Las señales que ocupan el espectro por debajo de 10 kHz se propagan largas distancias en la línea eléctrica y, por lo tanto, son adecuadas para este problema.

[0031] La señal de sincronización es seguida por una señal de comunicaciones que contiene un identificador único para la baliza a la que está conectada. La señal de comunicaciones también contiene información sobre la extracción del fasor en el dispositivo sincronizador 108 durante una baliza previa. Un sistema PLC de acuerdo con aspectos de la invención es capaz de penetrar en la red de distribución eléctrica 104 y operar en una banda (por ejemplo, al menos 1 kHz) que es lo suficientemente baja como para permitir el acoplamiento de un generador de forma de onda digital a la línea eléctrica de LV por medio de un dispositivo de acoplamiento lineal (por ejemplo, el acoplador 210). Los sistemas de comunicación ejemplares incluyen el sistema de comunicación TWACS Gen-V y/u otros sistemas CDMAOFDM con modulación 4-QAM. En una forma, el sistema de comunicación utiliza un código BCH (255,99) para codificar una trama de enlace descendente completa en 14 chips con un código de expansión de longitud 32 y una velocidad de datos de enlace descendente de 99/(14 x 33 x 1/60) = 12,86 bps. La solicitud de patente de EE. UU. en copropiedad y en trámite con la presente, número de serie 13/988.461, titulada Mains-Synchronous Power-Line Communications System and Method, presentada el 2 de julio de 2013 anteriormente, describe sistemas de comunicación ejemplares adicionales.

[0032] En otra forma, los aspectos de la invención incluyen un modulador de comunicaciones que no utiliza un generador de forma de onda digital. Por ejemplo, un sistema de comunicaciones TWACS puede lograr la generación de señales mediante un método de carga conmutada. El problema del tiempo de llegada se reafirma modificando (1)

^{r ( t ) =} h(t ^{) *} s(t - ^{r ; 0 ) n p( t ) n c ( t ) (8)}

donde 0 es un parámetro molesto que representa las cualidades desconocidas de la señal TWACS para la transmisión dada. El estimador de tiempo de llegada estima estos parámetros para obtener la estimación de ^t . Dado que se transmiten múltiples balizas, el receptor rastrea estos parámetros y refina su estimación y, por lo tanto, su estimación de tiempo, a medida que llega cada baliza. La combinación de esto con el algoritmo de sincronización apropiado y la estimación de tiempo da como resultado mediciones fasoriales. En una forma, el sistema de comunicación incluye un receptor digital, tiene una velocidad de datos de enlace descendente de aproximadamente 30 bps e incluye un preámbulo para servir como señal de sincronización, s(t). En una forma de realización en la que los módems del sistema de comunicaciones tienen convertidores A/D conectados a la red eléctrica de BT, la medición del sincrofasor de acuerdo con aspectos de la invención puede implementarse como una actualización de firmware descargable.

[0033] La FIG. 5 ilustra ejemplos de cálculos de fasores del sistema de medición de fasores 100 en los que el dispositivo sincronizador 108 y el dispositivo de medición 106 están operando en diferentes fases de cableado. Con cada baliza, los fasores tanto en el dispositivo sincronizador 108 como en el dispositivo medidor 106 se muestrean a intervalos irregulares, de modo que el ángulo de fase de cada uno parece aleatorio, como se ilustra con los cuadrados (fasor para el dispositivo sincronizador 108) y los diamantes (fasor para el dispositivo dosificador 106). Como ilustran los círculos y la línea, el ángulo entre los fasores, el ángulo de fase relativo, es casi constante. La desviación estándar del ángulo de fase medido de esta manera es 0,9961°. Como se describe aquí, el ruido de la línea eléctrica introduce un error en la estimación del tiempo de llegada tanto en el dispositivo sincronizador 108 como en el dispositivo medidor 106. Por lo tanto, los fasores de voltaje del sincronizador y voltaje del medidor se muestrean en momentos ligeramente diferentes. Estos errores son estadísticamente independientes. Tener el tiempo de detección en ambas ubicaciones hace posible corregir el ángulo del fasor para tener en cuenta la diferencia en los tiempos de detección. Por ejemplo, esto puede lograrse traduciendo el tiempo en el medidor al tiempo en el concentrador, como al sincronizar relojes distantes.

[0034] Las diferencias en las velocidades de reloj en el dispositivo sincronizador 108 y en el dispositivo de medición 106, así como las imperfecciones en el tiempo de detección de sincronización debido a la degradación de la señal y el ruido, crean una situación en la que se observan eventos simultáneos en momentos aparentemente diferentes. FIG. 6 ilustra un escenario ejemplar en el que se observan eventos simultáneos en momentos aparentemente diferentes. El error de tiempo de detección puede ser particularmente problemático porque el error de fase es directamente proporcional al error de tiempo de detección en ambas ubicaciones. Al observar múltiples eventos con ambos relojes, se puede estimar la deriva de un reloj en relación con el otro. La estimación de la deriva relativa del reloj permite mitigar el error en el tiempo de detección y corregir la fase reportada en una ubicación remota. Por ejemplo, el dispositivo sincronizador 108 puede considerarse una ubicación remota con respecto al dispositivo de medición 106 y viceversa.

[0035] Considere dos relojes no sincronizados que informan cada uno de la hora actual como funciones f(t) y g(t) de la hora real t. Dado que ambas funciones, f y g, son uno a uno (p. ej., no informarán la misma hora en dos momentos diferentes) y continuas, entonces existe una función, h, que asigna la hora informada por el reloj g a la hora informada. por reloj f. En otras palabras, h(g(t)) = f(t). La función h también debe ser uno a uno y continua y por lo tanto puede ser representada por la expansión

[0036] Suponiendo que se observa una secuencia de N eventos en ambos relojes, si los tiempos verdaderos de cada evento son t ^ü , t ¹ ,..., t ^N ^-1, entonces los tiempos registrados para el n-ésimo evento en cada reloj son

fn = f0 -n ) + efin ( 10)

donde e^t,n y e^g,n son errores de medición asociados con cada reloj. Por ejemplo, los errores pueden deberse a imperfecciones en la estimación del tiempo de sincronización. Dadas las mediciones del reloj f fo, f ¹ , f ^N1 y reloj g mediciones g ⁰ , g ¹ ,..., g ^N-1 , una estimación de h ⁰ , hn,..., h ^x puede estimarse por regresión de acuerdo con un aspecto de la invención. Esto proporciona un método para convertir de un reloj a otro. El valor óptimo de K < N dependerá de los relojes.

[0037] En una forma, la capacidad de convertir de un reloj a otro puede usarse para corregir errores en la medición de fase relativa que se deben a diferencias en el momento en que se midieron las fases debido a los términos de error e^,n y eg,n. Los fasores medidos en cada reloj se derivan de sinusoides complejos que operan en diferentes ángulos de fase:

V baliza ⁼exp (J^cfn ⁺ ¡<t>n) ⁽12)

v ^{medidor = exP O "c 0 n} + j<Pn ^{) (13)}

[0038] El fasor del sincronizador, expresado por la Ecuación (12), se observa en un tiempo diferente al del fasor del medidor, expresado por la Ecuación (13), debido al error, ef,n. Se estima el tiempo de observación del fasor del medidor en el reloj del sincronizador, h(g ⁿ ), Sin embargo, podemos estimar a qué hora se observó el fasor del medidor en el reloj del sincronizador, h(gn):

^{V \} bahza = exp(/<Uc/l(0n)+ ;'0 n)

= exp(jü)c(h(gn) — f n) jü )cfn j(f)n)

= exp(Jú)cfn + j<üc(h(gn) - fn) j(pn) (14)

[0039] La ecuación (14) tiene el mismo primer término en el núcleo que en la Ecuación (12), pero con un término de fase diferente. Esto representa una corrección de fase debido a la diferencia de tiempos de muestreo en ambos lugares, dado que se conoce la frecuencia sinusoidal, wc. Ese término de fase es

En otras palabras, la fase medida en el reloj r se puede corregir agregándole U ^c (h(g ⁿ ) - f ⁿ ). Es interesante notar que h(g ⁿ ) - f ⁿ es el residuo del ajuste regresivo de g ⁿ a f ⁿ .

[0040] La aplicación de la Ecuación (15) al conjunto de datos de la Fig. 5 da como resultado las funciones de densidad de probabilidad ilustradas en la FIG. 7. La desviación estándar de los fasores sin procesar es 0,9961° y la desviación estándar de los fasores corregidos es 0,2398°. Para redes de 60 Hz, esto corresponde a una desviación estándar de sincronización de tiempo de 46,1 ms para los fasores sin procesar y 11,1 gs para los fasores corregidos. Como se muestra arriba, el término de frecuencia, U ^c , es el mismo en las Ecuaciones (12) y (13). En una forma, este término de frecuencia puede ser diferente para ambos relojes ya que ambos relojes avanzan a un ritmo diferente. En otra forma en la que la verdadera frecuencia sinusoidal es de 60 Hz, los relojes f y g no difieren en más de unas pocas partes por millón y la diferencia de frecuencia es insignificante. El algoritmo de sincronización descrito en el presente documento también puede utilizar la actualización en tiempo real de la función de sincronización del reloj, h, tal como a través de un filtro de Kalman, por ejemplo.

[0041] En una forma, los aspectos de la invención proporcionan una determinación de fase de onda sinusoidal a partir de cruces por cero de su forma de onda. La fase de una sinusoide pura en cualquier tiempo de referencia arbitrario t ^ref se puede determinar a partir de la posición de sus cruces por cero en relación con ese tiempo de referencia. Esta propiedad se deriva del hecho de que el ángulo de fase es una función lineal del tiempo cuando la frecuencia es constante

0 (0 = 0 ( tre/ ) 2n[(t - tref)/T], (16)

donde T, que es el período de la sinusoide, se puede determinar midiendo el tiempo entre cualquier par de cruces por cero y el número de períodos medios que abarcan.

[0042] Una vez que se establece el tiempo de referencia t ^ref , y se determina T, la cantidad de tiempo entre t ^ref y el siguiente cruce por cero ascendente (p. ej., de negativo a positivo) en t ^zc+ o el cruce por cero descendente (p. ej., de positivo a negativo) en t ^zc- se puede convertir en un ángulo de fase. Reconociendo que el ángulo de fase de una onda sinusoidal es cero, por definición, en un cruce por cero hacia arriba

^{0 ( t zc+) = 0 =} <¡>(tref) ⁺ 2n[(tzc+ - tref) /T ^{] (17 )}

se sigue que

< K W ) = ~ 2 n [ ( t zc+ - t r e f ) / T ] O 8)

[0043] De manera similar, la fase de una sinusoide es n, por definición, en un cruce por cero hacia abajo

y se sigue que

[0044] La técnica anterior asume una sinusoide pura sin compensación de CC, contenido armónico o ruido, que puede no ser válido para formas de onda de línea eléctrica. Las formas de onda de la línea eléctrica pueden tener un contenido significativo de armónicos pares que destruye la simetría por encima y por debajo de cero voltios o pueden corromperse con suficiente ruido como para crear múltiples cruces por cero reales en las proximidades de cada cruce por cero teórico. En este caso, el uso de cualquier cruce por cero medido, hacia arriba o hacia abajo, como base para la determinación de la fase puede producir resultados incorrectos debido al ruido y la distorsión en la forma de onda. Las expresiones de fase en las Ecuaciones (18) y (20) se pueden usar para explotar múltiples cruces por cero medidos de una manera que puede mejorar las estimaciones tanto del ángulo de fase en t ^ref como del período de onda sinusoidal T, como se describe más adelante en este documento.

[0045] La FIG. 8 ilustra un algoritmo ejemplar almacenado en un medio tangible no transitorio tal como un dispositivo de memoria y ejecutado por uno o más procesadores para estimar un ángulo de fase en un tiempo de referencia y un período de onda sinusoidal. Por ejemplo, el algoritmo ilustrado puede comprender el algoritmo 220 y/o el algoritmo 322. La FIG. 9 ilustra una forma de onda sinusoidal ejemplar 902 y una señal recortada 904 con un tiempo de referencia y tiempos de cruce por cero. Los PLL, como los que se describen en este documento, son adecuados para la extracción del componente fundamental de la forma de onda 902 de la línea de alimentación, incluido el seguimiento del componente fundamental a través de pequeños cambios en la frecuencia. La salida de onda sinusoidal del PLL (por ejemplo, la forma de onda sinusoidal ejemplar 902) sirve como una representación de la línea de alimentación fundamental incluso en casos de baja relación señal/ruido (SNR). El período y la fase de la forma de onda sinusoidal 902 de la señal de la línea de alimentación pueden deducirse de las mediciones de sus cruces por cero en relación con un tiempo de referencia arbitrario. El uso de múltiples cruces por cero mejora las estimaciones de ambos parámetros cuando la información se utiliza en una regresión lineal. La combinación de p Ll con la regresión de múltiples cruces por cero produce ciertos beneficios. Por ejemplo, el PLL mejora la fidelidad de la forma de onda de la línea eléctrica y la regresión de los cruces por cero de la forma de onda de salida del PLL mejora la fidelidad de las estimaciones del período y la fase de la línea eléctrica.

[0046] Con referencia continua a las FIGS. 8 y 9, el tiempo de referencia t ^ref se establece en el paso 802. Para mediciones fasoriales, t ^ref corresponde a la ubicación del pulso de sincronización recibido, en una forma. Las posiciones reales de cualquier región de cruce por cero de la forma de onda sinusoidal 902 se caracterizan, en el paso 804, en un lapso de uno o más semiperíodos. El número de regiones de cruce por cero a caracterizar es arbitrario y no necesita ser consecutivo. El algoritmo desliza una ventana a través de la señal recortada 904 y observa la suma de los valores de muestra recortados dentro de esa ventana en el paso 806. En una forma, la señal 904 recortada es una versión "recortada" de la sinusoidal forma de onda 902 (por ejemplo, el valor de la señal 904 recortada es X cuando la señal de entrada es positiva y es -X cuando la señal de entrada es negativa, donde X es un valor positivo arbitrario) que facilita la identificación de los cruces por cero. En el paso 808, se determina si los valores dentro de la ventana deslizante son positivos, negativos o cero. Si todos o casi todos los valores dentro de la ventana deslizante son positivos, entonces se sabe que la ventana está dentro del semiciclo positivo de la forma de onda sinusoidal 902. Si todos o casi todos los valores dentro de la ventana deslizante son negativos, entonces se sabe que la ventana está dentro del semiciclo negativo de la forma de onda sinusoidal 902. Si la suma o el promedio de los valores en la ventana deslizante es aproximadamente cero, entonces la ventana se extiende a ambos lados de un cruce por cero de la forma de onda sinusoidal 902. La dirección del cruce por cero se puede inferir del contexto. En el paso 810, las posiciones de cualquiera o todos los cruces por cero medidos dentro de la ventana se introducen en ecuaciones de matriz y las ubicaciones estimadas de los cruces por cero de forma de onda sinusoidal 902 reales se calculan mediante regresión lineal usando inversión de matriz. Para mediciones de fasores, el algoritmo puede aplicarse a la salida de onda sinusoidal de un PLL (p. ej., los PLL 216, 308 y/o 316 descritos aquí) donde las mejoras en la fidelidad de la señal realizadas por el PLL se aumentan mediante la regresión de cruce por cero. En otra forma, como aquellas situaciones que tienen una alta relación señal/ruido, el PLL se puede omitir y la regresión de cruce por cero se puede aplicar directamente a la forma de onda de la línea de alimentación.

[0047] Las ecuaciones matriciales resultantes de los ejemplos de realización ilustrados en la FIG. 9 son de la forma en la Ecuación 21:

[0048] Para la forma de realización ejemplar de la FIG. 9, donde hay múltiples cruces por cero en cada región de cruce por cero, las ecuaciones matriciales tienen la forma de la Ecuación 22:

[0049] Los valores para t ^init y T pueden estimarse a partir de cruces por cero en una o más regiones de cruce por cero de la sinusoide de entrada por medio de un Seudoinversa de Moore-Penrose como en la Ecuación 23:

[0050] Con referencia adicional a la FIG. 9, los tiempos t ^zc1 - a t ^ze ³⁺denotan un lapso ejemplar de semiperíodos sobre los cuales se caracterizan las regiones de cruce por cero de la forma de onda. El algoritmo ilustrado en la FIG. 8 aprovecha el hecho de que el tiempo asociado con cada cruce por cero que ocurre después de t ^ref puede expresarse como la suma del tiempo hasta el cruce por cero inicial, tinit = t ^zc+ - tref o tinit = t ^zc- - t ^ref más un múltiplo entero de T/2, como se ilustra en la FIG. 9.

[0051] En una forma de realización, el sistema de medición de fasores sincronizados 100 incluye una red de distribución eléctrica (por ejemplo, la red de distribución de energía 104), al menos un dispositivo de medición 106 conectado a la red de distribución eléctrica y el dispositivo sincronizador 108. El dispositivo sincronizador 108 está conectado a la red de distribución eléctrica en un punto trifásico de la red (por ejemplo, el acoplador 210). El dispositivo sincronizador 108 está adaptado para generar una baliza que transmite al menos un dispositivo de medición 106 a través de la red de distribución eléctrica. La baliza comprende un pulso de sincronización adaptado para establecer una referencia de tiempo común entre el dispositivo sincronizador 108 y el al menos un dispositivo medidor 106. La baliza comprende datos fasoriales de referencia adaptados para establecer referencias de fase relativas al dispositivo sincronizador 108 en al menos un dispositivo de medición 106.

[0052] En otra forma de realización, el dispositivo sincronizador 108 incluye generador de pulso de sincronización 202, acoplador 210, convertidor A/D 212, detector 218, PLL 216 y modulador 204. El generador de pulso de sincronización 202 está adaptado para generar el pulso de sincronización pulso de la baliza. El acoplador 210 está adaptado para acoplar el dispositivo sincronizador 108 a una red de distribución eléctrica (por ejemplo, la red de distribución de energía 104) y adaptado para transmitir la baliza en la red de distribución eléctrica. El convertidor A/D 212 está adaptado para muestrear un voltaje en la red de distribución eléctrica en el acoplador 210. El detector 218 está adaptado para detectar la baliza transmitida en el voltaje muestreado. El PLL 216 está adaptado para rastrear una fase del voltaje muestreado. El modulador 204 está adaptado para modular un tiempo de detección de la baliza, la fase del voltaje muestreado en el momento de la detección y la amplitud del voltaje muestreado con un segundo pulso de sincronización generado por el generador de pulsos de sincronización 202 para generar una segunda baliza. La segunda baliza permite que un dispositivo de medición de fase A (p. ej., el dispositivo de medición 106-A), un dispositivo de medición de fase B (p. ej., el dispositivo de medición 106-B) y un dispositivo de medición de fase C (p. ej., el dispositivo de medición 106-C) cada uno determina un fasor de voltaje en relación con la fase del voltaje en el dispositivo sincronizador 108 y cada uno determina un fasor de corriente en relación con la fase del voltaje en el dispositivo sincronizador 108.

[0053] En otra forma de realización más, un método de acuerdo con una forma de realización de la invención incluye generar (402), mediante el dispositivo sincronizador 108, una primera baliza que comprende un primer pulso de sincronización y un primer paquete de comunicaciones. El dispositivo sincronizador 108 transmite (404) la primera baliza a uno o más medidores eléctricos 106 conectados al dispositivo sincronizador a través de una red de distribución eléctrica (por ejemplo, la red de distribución de energía 104). El dispositivo sincronizador 108 está acoplado a la red de distribución eléctrica en un punto de conexión trifásico (por ejemplo, acoplador 210). El dispositivo sincronizador 108 mide (406-414) una fase y una amplitud de voltaje en la red de distribución eléctrica en el punto de conexión trifásico durante la transmisión de la primera baliza. La fase de tensión medida y la amplitud de tensión medida comprenden un fasor de tensión de referencia correspondiente al primer pulso de sincronización. El método también incluye generar (402), mediante el dispositivo sincronizador 108, una segunda baliza que comprende un segundo pulso de sincronización y un segundo paquete de comunicaciones. El segundo paquete de comunicaciones comprende el fasor de voltaje de referencia correspondiente al primer pulso de sincronización. El dispositivo sincronizador 108 transmite (404) la segunda baliza a los contadores eléctricos 106 para determinar un fasor de tensión medido en los contadores en relación con el fasor de tensión de referencia en el momento de recibir la primera baliza.

[0054] En una forma, el segundo paquete de comunicaciones comprende además el fasor de voltaje de referencia, una marca de tiempo y un índice correspondiente al primer pulso de sincronización. De esta forma, la segunda baliza permite que los contadores eléctricos 106 determinen un fasor de tensión medido en los contadores en relación con el fasor de tensión de referencia en el momento de recibir la primera baliza.

[0055] En otra forma, el método incluye además medir, mediante el dispositivo sincronizador 108, una fase y una amplitud de una corriente en la red de distribución eléctrica en el punto de conexión trifásico durante la transmisión de la primera baliza. La fase de corriente medida y la amplitud de corriente medida comprenden un fasor de corriente de referencia correspondiente al primer pulso de sincronización.

[0056] En otra forma más, el segundo paquete de comunicaciones comprende además el fasor de corriente de referencia, una marca de tiempo y un índice correspondiente al primer pulso de sincronización. La segunda baliza permite que los contadores eléctricos 106 determinen un fasor de corriente medido en los contadores en relación con el fasor de corriente de referencia en el momento de recibir la primera baliza.

[0057] En otra forma, la red de distribución eléctrica comprende una red de distribución eléctrica trifásica de corriente alterna. La transmisión de la primera baliza comprende que el dispositivo sincronizador 108 transmita la primera baliza en al menos una de las tres fases, y la transmisión de la segunda baliza comprende que el dispositivo sincronizador 108 transmita la segunda baliza en al menos una de las tres fases.

[0058] En otra forma más, la transmisión de la primera baliza y la segunda baliza comprende el dispositivo sincronizador 108 que transmite la primera baliza y la segunda baliza, respectivamente, a través de la red de distribución eléctrica a una frecuencia de al menos aproximadamente 1 kHz.

[0059] En otra forma, el método incluye además recibir, por el medidor eléctrico 106, la segunda baliza. El contador eléctrico 106 detecta la segunda señal de sincronización que comprende la segunda baliza. El contador eléctrico 106 almacena en un dispositivo de almacenamiento del contador un fasor de voltaje y un fasor de corriente de energía eléctrica en la red de distribución eléctrica en el momento de la detección. El contador eléctrico 106 decodifica el segundo paquete de comunicaciones de la segunda baliza. El medidor eléctrico 106 determina una diferencia de fase entre el fasor de voltaje almacenado y el fasor de voltaje de referencia, y una diferencia de fase entre el fasor de corriente almacenado y el fasor de corriente de referencia.

[0060] En otra forma más, el método incluye el PLL 216 del dispositivo sincronizador 108 que rastrea una fase de la energía de CA en la red de distribución eléctrica en el punto de conexión del dispositivo sincronizador 108. El método también incluye el PLL 316 del medidor eléctrico 106 rastreando una fase de la energía CA en la red de distribución eléctrica en el medidor.

[0061] En otra forma, la primera señal de sincronización de la primera baliza proporciona al menos uno de una referencia temporal para muestrear la primera baliza por el medidor eléctrico 106 y una señal para el primer paquete de comunicaciones. La segunda señal de sincronización de la segunda baliza proporciona al menos una referencia temporal para muestrear la segunda baliza por el medidor eléctrico 106 y una señal para el segundo paquete de comunicaciones.

[0062] En otra forma más, el método incluye además que el medidor eléctrico 106 extraiga una magnitud y una fase de un fasor de voltaje y un fasor de corriente en tiempos arbitrarios.

[0063] En otra forma, el método incluye además que el medidor eléctrico 106 establezca una referencia de tiempo correspondiente a una ubicación temporal del primer pulso de sincronización. El medidor eléctrico 106 caracteriza las posiciones de las regiones de cruce por cero de una forma de onda indicativas del voltaje eléctrico en la red de distribución eléctrica en un lapso de uno o más semiperíodos de la forma de onda. El medidor eléctrico 106 estima un período y una fase de la forma de onda de voltaje por regresión lineal de las posiciones de uno o más cruces por cero dentro de las regiones de cruce por cero. El medidor eléctrico 106 caracteriza las posiciones de las regiones de cruce por cero de una forma de onda indicativa de la corriente eléctrica en la red de distribución eléctrica en un lapso de uno o más semiperíodos de la forma de onda. El método también incluye estimar, mediante el medidor eléctrico 106, un período y fase de la forma de onda actual por regresión lineal de las posiciones de uno o más cruces por cero en las regiones de cruce por cero.

[0064] En otra forma más, el segundo paquete de comunicaciones comprende mediciones fasoriales síncronas indicativas de al menos uno de voltaje y corriente en la red de distribución eléctrica en el punto de conexión del dispositivo sincronizador.

[0065] En una forma, los aspectos de la invención proporcionan métodos y sistemas factibles y de bajo costo para la medición de sincrofasores en redes de distribución, tales como aquellas que incluyen productos y servicios de infraestructura inteligente. La capacidad de medir los fasores de voltaje y corriente en relación con la subestación facilitará las soluciones a los problemas pendientes de la red inteligente, como se describe en este documento. De acuerdo con un aspecto de la invención, los TWACS salientes pueden usarse para generar balizas.

[0066] En otra forma, los aspectos de la invención proporcionan sistemas y métodos capaces de detección de fase de cableado, detección de neutro flotante, identificación de escenarios de cableado no deseados, desequilibrios de carga y corriente neutra excesiva. Los sistemas y métodos brindan monitoreo y administración en tiempo real de datos fasoriales, recuperan fasores a través de una red, incluso si el ancho de banda es limitado, estiman fasores en nodos que no contienen sensores al combinar la inferencia probabilística con el conocimiento de los parámetros eléctricos de la red e identifican equipo defectuoso a partir de datos fasoriales. Por ejemplo, la Solicitud de Patente de EE. UU. con número de serie 15/088.971 proporciona información adicional sobre la combinación de la inferencia probabilística con el conocimiento de los parámetros eléctricos de la red.

[0067] En otra forma más, los aspectos de la invención proporcionan al menos cierto grado de control autónomo sobre el sistema 100 al incluir bancos de capacitores, reguladores de voltaje y controles de conmutación de alimentación en una red de infraestructura de medición avanzada (AMI). Por ejemplo, estos dispositivos de control se pueden implementar con un bucle de retroalimentación positiva para mantener automáticamente un alto factor de potencia y un equilibrio de voltaje mediante el análisis en tiempo real de los datos fasoriales sincronizados como se describe en este documento. Los sistemas y métodos descritos en este documento también son capaces de utilizar más que solo fasores escasamente muestreados de la red. Por ejemplo, cada dispositivo de medición en una red puede proporcionar monitoreo de señal síncrona en el tiempo. De acuerdo con tales sistemas y métodos, las señales muestreadas en el dominio de tiempo completo se recuperan desde cada punto final (por ejemplo, el dispositivo de medición 106). Dicha técnica puede utilizarse para localizar fallas antes y después de eventos críticos del sistema, controlar fuentes de generación distribuida y funciones similares de monitoreo del sistema.

[0068] Como entenderá un experto en la materia, los aspectos de la invención descritos en este documento no se pueden lograr poniendo un dispositivo GPS en cada medidor y usando la base de tiempo común que proporciona porque la información de fase de referencia requerida para el cálculo de ángulos de fasor no está disponible para dispositivos remotos. Por ejemplo, una implementación basada en GPS requiere que los fasores sin referencia y sin procesar se carguen en una estación de procesamiento central, lo que sobrecarga el sistema AMI, requiere tiempo para la transmisión de comunicaciones y puede estar limitado a las redes de transmisión.

[0069] Aunque ciertos aspectos ejemplares de la invención se describen aquí con referencia a las redes de distribución eléctrica que tienen una frecuencia de línea de 60 Hz, un experto en la técnica comprenderá que otras frecuencias (por ejemplo, 50 Hz) están dentro del alcance de la invención.

[0070] Como se describe en el presente documento, algunos o todos los diversos componentes del dispositivo pueden ser componentes digitales que comprenden software o firmware almacenados en un medio enredado no transitorio, como un dispositivo de memoria, y ejecutados por uno o más procesadores.

[0071] El resumen y el resumen se proporcionan para ayudar al lector a determinar rápidamente la naturaleza de la divulgación técnica. Se presentan con el entendimiento de que no se utilizarán para interpretar o limitar el alcance o el significado de las reivindicaciones. El resumen se proporciona para presentar una selección de conceptos en forma simplificada que se describen con más detalle en la Descripción Detallada. El resumen no pretende identificar las características clave o las características esenciales del objeto reivindicado, ni pretende ser utilizado como ayuda para determinar el objeto reivindicado.

[0072] Con fines de ilustración, los programas y otros componentes ejecutables del programa, como el sistema operativo, se ilustran aquí como bloques discretos. Se reconoce, sin embargo, que dichos programas y componentes residen en varios momentos en diferentes componentes de almacenamiento de un dispositivo informático, y son ejecutados por uno o más procesadores de datos del dispositivo.

[0073] Aunque se describe en relación con un entorno de sistema informático ejemplar, las formas de realización de los aspectos de la invención son operativos con otros numerosos entornos o configuraciones de sistemas informáticos de propósito general o de propósito especial. El entorno del sistema informático no pretende sugerir ninguna limitación en cuanto al alcance del uso o la funcionalidad de cualquier aspecto de la invención. Además, el entorno del sistema informático no debe interpretarse como si tuviera alguna dependencia o requisito relacionado con cualquiera de los componentes o combinación de ellos ilustrados en el entorno operativo ejemplar. Los ejemplos de sistemas, entornos y/o configuraciones informáticos bien conocidos que pueden ser adecuados para su uso con aspectos de la invención incluyen, entre otros, ordenadores personales, servidores, dispositivos portátiles o de mano, sistemas multiprocesador, sistemas basados en el microprocesador, decodificadores, electrónica de consumo programable, teléfonos móviles, PC de red, minicomputadoras, computadoras centrales, entornos informáticos distribuidos que incluyen cualquiera de los sistemas o dispositivos anteriores, y similares.

[0074] Las formas de realización de los aspectos de la invención pueden describirse en el contexto general de datos y/o instrucciones ejecutables por procesador, tales como módulos de programa, almacenados en uno o más medios de almacenamiento no transitorios tangibles y ejecutados por uno o más procesadores u otros dispositivos. Generalmente, los módulos de programa incluyen, pero no se limitan a, rutinas, programas, objetos, componentes y estructuras de datos que realizan tareas particulares o implementan tipos de datos abstractos particulares. Los aspectos de la invención también pueden practicarse en entornos informáticos distribuidos en los que las tareas se realizan mediante dispositivos de procesamiento remoto que están vinculados a través de una red de comunicaciones. En un entorno informático distribuido, los módulos de programa pueden estar ubicados en medios de almacenamiento tanto locales como remotos, incluidos los dispositivos de almacenamiento de memoria.

[0075] En funcionamiento, los procesadores, ordenadores y/o servidores pueden ejecutar las instrucciones ejecutables por el procesador (por ejemplo, software, firmware y/o hardware) como las ilustradas aquí para implementar aspectos de la invención.

[0076] Las formas de realización de los aspectos de la invención pueden implementarse con instrucciones ejecutables por procesador. Las instrucciones ejecutables por el procesador pueden organizarse en uno o más componentes o módulos ejecutables por el procesador en un medio de almacenamiento tangible legible por el procesador. Los aspectos de la invención pueden implementarse con cualquier número y organización de dichos componentes o módulos. Por ejemplo, los aspectos de la invención no se limitan a las instrucciones ejecutables por procesador específicas o a los componentes o módulos específicos ilustrados en las figuras y descritos en este documento. Otras formas de realización de los aspectos de la invención pueden incluir diferentes instrucciones ejecutables por procesador o componentes que tienen más o menos funcionalidad que la ilustrada y descrita en este documento.

[0077] El orden de ejecución o realización de las operaciones en formas de realización de los aspectos de la invención ilustrados y descritos en este documento no es esencial, a menos que se especifique lo contrario. Es decir, las operaciones se pueden realizar en cualquier orden, a menos que se especifique lo contrario, y las formas de realización de los aspectos de la invención pueden incluir operaciones adicionales o menos que las descritas en este documento. Por ejemplo, se contempla que la ejecución o realización de una operación particular antes, al mismo tiempo o después de otra operación está dentro del alcance de los aspectos de la invención.

[0078] Al introducir elementos de aspectos de la invención o las formas de realización de la misma, los artículos "un", "una", "el", "ella” y "dicho" pretenden significar que hay uno o más de los elementos. Los términos "que comprende", "que incluye" y "que tiene" pretenden ser inclusivos y significan que puede haber elementos adicionales además de los elementos enumerados.

[0079] En vista de lo anterior, se verá que se logran varias ventajas de los aspectos de la invención y se logran otros resultados ventajosos.

[0080] Es posible que no se requieran todos los componentes ilustrados o descritos. Además, algunas implementaciones y formas de realización pueden incluir componentes adicionales. Se pueden realizar variaciones en la disposición y el tipo de los componentes sin apartarse del alcance de las reivindicaciones establecidas en este documento. Se pueden proporcionar componentes adicionales y los componentes se pueden combinar. Alternativamente o, además, un componente puede ser implementado por varios componentes.

[0081] La descripción anterior ilustra los aspectos de la invención a modo de ejemplo y no a modo de limitación. Esta descripción permite a los expertos en la materia fabricar y utilizar los aspectos de la invención, y describe varias formas de realización, adaptaciones, variaciones, alternativas y usos de los aspectos de la invención, incluido lo que actualmente se cree que es el mejor modo de llevar a cabo los aspectos de la invención. Además, debe entenderse que los aspectos de la invención no se limitan en su aplicación a los detalles de construcción y disposición de los componentes expuestos en la siguiente descripción o ilustrados en los dibujos. Los aspectos de la invención son susceptibles de otras formas de realización y de ser practicados o llevados a cabo de varias maneras. Además, se entenderá que la fraseología y la terminología utilizada en el presente documento tiene fines de descripción y no debe considerarse como limitativa.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un sistema que comprende:

una red de distribución eléctrica (104);

al menos un dispositivo de medición (106) conectado a la red de distribución eléctrica (104);

caracterizado por

un dispositivo sincronizador (108) conectado en un punto trifásico de la red de distribución eléctrica (104) a través de un acoplador (210) del mismo, y el dispositivo sincronizador (108) adaptado para generar, a través de un generador de pulsos (202), una pluralidad de balizas que transmiten al menos un dispositivo de medición (106) a través de la distribución eléctrica red (104), donde cada una de las balizas comprende un pulso de sincronización adaptado para establecer una referencia de tiempo común entre el dispositivo sincronizador (108) y el al menos un dispositivo de medición (106), donde cada una de las balizas comprende datos fasoriales de referencia adaptados para establecer referencias de fase relativas al dispositivo sincronizador (108) en el al menos un dispositivo contador (106) y relativas a un tiempo de recepción de una anterior de las balizas.

2. El sistema de la reivindicación 1, en el que el al menos un dispositivo de medición (106) comprende un primer dispositivo de medición (106) adaptado para medir una primera fase en la red de distribución eléctrica (104), y

que comprende además un segundo dispositivo de medición (106) conectado a la red de distribución eléctrica (104) y adaptado para medir una segunda fase en la misma,

donde el dispositivo sincronizador (108) está además adaptado para generar las balizas que transmiten al segundo dispositivo de medición (106) a través de la red de distribución eléctrica (104),

en el que el pulso de sincronización se adapta además para establecer la referencia de tiempo común entre el dispositivo sincronizador (108) y el segundo dispositivo de medición (106), y

en el que los datos fasoriales de referencia se adaptan además para establecer referencias de fase relativas al dispositivo sincronizador (108) en el segundo dispositivo dosificador (106).

3. El sistema de la reivindicación 2, en el que el primer dispositivo de medición (106) comprende un dispositivo de medición de fase A (106-A) y en el que el segundo dispositivo de medición (106) comprende uno de un dispositivo de medición de fase B (106-B) y un dispositivo de medida de fase C (106-C).

4. El sistema de la reivindicación 2, en el que la red de distribución eléctrica (104) incluye al menos una primera subestación (102), donde el primer dispositivo de medición (106) y el segundo dispositivo de medición (106) están conectados cada uno a través de la red de distribución eléctrica (104) a la primera subestación (102), y en donde el dispositivo sincronizador (108) comprende la primera subestación (102).

5. El sistema de la reivindicación 2, en el que la red de distribución eléctrica (104) comprende una red de distribución eléctrica trifásica de corriente alterna (104), y donde el dispositivo sincronizador (108) está adaptado para transmitir las balizas generadas en al menos una de las tres fases.

6. El sistema de la reivindicación 2, que comprende además un tercer dispositivo de medición (106) conectado a la red de distribución eléctrica (104) y adaptado para medir una tercera fase en la misma,

en el que el dispositivo sincronizador (108) está además adaptado para generar las balizas que transmiten a la tercer dispositivo de medición (106) a través de la red de distribución eléctrica (104),

en el que el pulso de sincronización se adapta además para establecer la referencia de tiempo común entre el dispositivo sincronizador (108) y el tercer dispositivo de medición (106), y

en el que los datos del fasor de referencia están además adaptados para establecer referencias de fase relativas al dispositivo sincronizador (108) en el tercer dispositivo de medición (106).

7. El sistema de la reivindicación 1, en el que el dispositivo sincronizador (108) está adaptado para transmitir las balizas a través de la red de distribución eléctrica (104) a una frecuencia mayor o igual a aproximadamente 1 kHz.

8. El sistema de la reivindicación 1, en el que cada una de las balizas comprende además un paquete de comunicaciones que sigue al pulso de sincronización.

9. El sistema de la reivindicación 1, en el que el dispositivo sincronizador (108) y el al menos un dispositivo de medición (106) comprenden cada uno al menos uno de un bucle de enganche de fase (216) y un filtro selectivo de frecuencia (214; 302, 310) adaptado para rastrear una frecuencia a la que oscila la energía de corriente alterna en la red de distribución eléctrica (104).

10. El sistema de la reivindicación 9, en el que el pulso de sincronización de las balizas proporciona una referencia temporal para la determinación de un ángulo de fase de una señal de salida de al menos uno del bucle de bloqueo de fase (216) y el filtro selectivo de frecuencia (214) de cada dispositivo sincronizador (108) e indica la presencia de un paquete de comunicaciones.

11. El sistema de la reivindicación 9, en el que al menos uno del bucle de enganche de fase (216) y el filtro selectivo de frecuencia (214) de cada dispositivo sincronizador (108) está adaptado de manera que una forma de onda de voltaje y una forma de onda de corriente pueden muestrearse en momentos arbitrarios.

12. El sistema de la reivindicación 1, en el que los datos fasoriales de referencia de las balizas proporcionan mediciones fasoriales síncronas indicativas de al menos una de las tensiones y corrientes en la red de distribución eléctrica (104) en el punto de conexión del dispositivo sincronizador (108).

13. El sistema de la reivindicación 1, en el que el al menos un dispositivo de medición (106) comprende:

una interfaz adaptada para acoplar el dispositivo de medición (106) a la red de distribución eléctrica (104); un procesador; y

una o más instrucciones ejecutables por procesador almacenadas en un medio de almacenamiento legible por procesador del dispositivo de medición (106), comprendiendo dichas instrucciones ejecutables por procesador:

instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para recibir las balizas de la red de distribución eléctrica (104) a través de la interfaz;

instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para detectar el pulso de sincronización de las balizas recibidas;

instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para registrar en el medio de almacenamiento un fasor de voltaje y un fasor de corriente de energía eléctrica en la red de distribución eléctrica (104) en el dispositivo de medición (106) en el momento de dicha detección; instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para decodificar los datos del fasor de referencia de las balizas recibidas, donde los datos del fasor de referencia comprenden un fasor de voltaje de referencia en el punto de conexión del dispositivo sincronizador (108) y un fasor de corriente de referencia en el punto de conexión del dispositivo sincronizador (108);

instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para determinar una diferencia de fase entre el fasor de voltaje registrado en el dispositivo de medición (106) y el fasor de voltaje de referencia en el punto de conexión del dispositivo sincronizador (108);

e instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para determinar una diferencia de fase entre el fasor de corriente registrado en el dispositivo de medición (106) y el fasor de corriente de referencia en el punto de conexión del dispositivo sincronizador (108).

14. El sistema de la reivindicación 13, donde las instrucciones ejecutables por procesador comprenden, además:

instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para establecer un tiempo de referencia correspondiente a una ubicación temporal del pulso de sincronización de las balizas recibidas; instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para caracterizar las posiciones de las regiones de cruce por cero de una forma de onda indicativa de voltaje eléctrico en la red de distribución eléctrica (104) en un lapso de uno o más semiperíodos de dicha forma de onda;

instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para estimar un período y una fase de la forma de onda de voltaje por regresión lineal de las posiciones de uno o más cruces por cero dentro de las regiones de cruce por cero;

instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para caracterizar posiciones de regiones de cruce por cero de una forma de onda indicativa de corriente eléctrica en la red de distribución eléctrica (104) en un lapso de uno o más semiperíodos de dicha forma de onda; e

instrucciones para configurar el dispositivo de medición (106) para estimar un período y una fase de la forma de onda actual por regresión lineal de las posiciones de uno o más cruces por cero dentro de las regiones de cruce por cero.

15. El sistema de la reivindicación 2, en el que el dispositivo sincronizador (108) comprende:

el generador de pulsos de sincronización (202) adaptado para generar el pulso de sincronización de las balizas; el acoplador (210) además adaptado para transmitir las balizas sobre la

red de distribución eléctrica;

un convertidor de analógico a digital (212) adaptado para muestrear un voltaje en la red de distribución eléctrica (104) en el acoplador (210);

un filtro detector (218) adaptado para detectar las balizas transmitidas contenidas en el voltaje muestreado; un bucle de bloqueo de fase (216) adaptado para rastrear una fase del voltaje muestreado; y

un modulador (204) adaptado para modular un tiempo de detección de las balizas, la fase del voltaje muestreado en el momento de la detección, y una amplitud del voltaje muestreado con un segundo pulso de sincronización generado por el generador de pulsos de sincronización (202) para generar una segunda baliza de la pluralidad de balizas,

en el que la segunda baliza habilita un dispositivo de medición de fase A (106-A), un dispositivo de medición de fase B (106-B), y un dispositivo de medición de fase C (106-C) para determinar cada uno un fasor de voltaje relativo a la fase del voltaje en el dispositivo sincronizador (108), y

en el que la segunda baliza habilita el dispositivo de medición de fase A (106-A), el dispositivo de medición de fase B (106-B) y el dispositivo de medición de fase C (106-C) para determinar cada uno un fasor de corriente relativo a la fase del voltaje en el dispositivo sincronizador (108).