ES2333808T3 - Compensacion de sensores de efecto faraday de fibra optica simples. - Google Patents
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Abstract
Un sistema de monitorización para detectar derivaciones a tierra en una red de suministro de energía eléctrica que comprende, una pluralidad de dispositivos (100) de monitorización montados en varias ubicaciones de monitorización, incluyendo cada uno de dichos dispositivos (100) de monitorización un detector (20) para detectar el nivel de armónicos en dicha energía eléctrica, dicho nivel de armónicos detectados en un intervalo de frecuencia específico, incluyendo dichos dispositivos de monitorización además un dispositivo de memoria para almacenar un valor de referencia de armónicos, incluyendo además dichos dispositivos (100) de monitorización un procesador (104) para comparar dicho nivel de armónicos con dicho nivel de referencia, incluyendo dicho dispositivo (100) de monitorización un dispositivo (106) de comunicación para transmitir una alarma siempre que dicho nivel de armónicos esté por encima de dicho nivel de referencia durante un periodo de tiempo específico, caracterizado porque dicho dispositivo (100) de monitorización incluye además software para adaptar de manera continua o periódica dicho valor de referencia a variaciones en armónicos provocadas por condiciones de carga cambiantes de dicha red de suministro de energía eléctrica.
Description
Compensación de sensores de efecto Faraday de
fibra óptica simples.
La invención se refiere a un sistema de
monitorización para detectar derivaciones a tierra en una red de
suministro de energía eléctrica.
La descripción se refiere a un sensor de
corriente óptico de Faraday con detección polarimétrica. La presente
descripción se refiere además a un procedimiento de calibración de
un sistema sensor de corriente que incluye un sensor de corriente
óptico de Faraday.
La industria de la energía tiene la necesidad de
monitorizar estaciones transformadoras en busca de sobretensiones
de potencia y medición de grandes impulsos de corriente. Con este
fin, un sensor de corriente de efecto Faraday presenta diversas
ventajas. Un sensor de corriente de efecto Faraday puede construirse
con materiales dieléctricos, lo que es de enorme importancia cuando
se mide a altas corrientes en presencia de importante interferencia
magnética eléctrica. Los sensores de corriente de efecto Faraday
pueden emplear una bobina de una fibra óptica o varias fibras
ópticas, formada por un material que muestra efecto Faraday en
respuesta a un campo magnético generado por una corriente
eléctrica. Varias publicaciones de patente de la técnica anterior
describen sensores de corriente ópticos de Faraday, tales como las
publicaciones estadounidenses US 4,894,608, US 5,051,577, US
5,486,754, US 5,811,964, US 6,043,648, que se incorporan todas ellas
por la presente a la presente memoria descriptiva por
referencia.
A continuación se comentarán otros documentos de
la técnica anterior. En el documento
US-A-4 903 163 se da a conocer un
dispositivo de relé de sobreintensidad de armónicos direccional que
es adecuado para monitorizar sobreintensidades que tienen medios de
generación de sobreintensidad en el tiempo de armónicos que pueden
recibir señales y pueden transmitir una señal a un medio de
generación de sobreintensidad en el tiempo de armónicos cuando el
ángulo de fase se sitúa dentro de un conjunto dado de valores. En el
documento US-A-5 495 384 se da a
conocer un aparato y un procedimiento para detectar una derivación
en una red en línea distribuida con una pluralidad de dispositivos
de monitorización en línea. En "Patent Abstracts of Japan" vol.
2003, n.º 12 y JP2004 289377A se da a conocer un procedimiento y un
dispositivo para comunicaciones entre vehículos. En el documento
US-A-3 559 184 se da a conocer un
adaptador en línea para un sistema de comunicación de datos. En el
documento EP-A-1 249 806 se da a
conocer un sistema de monitorización remoto en el que se transmite
una señal detectada por SMS (Short Message Server) de la red
GSM. En "Patent Abstracts of Japan" vol. 1999, n.º 09 y JP 11
098682 A se da a conocer un dispositivo de protección para una línea
de distribución. En el documento DE 34 31 769 A se da a conocer un
sensor de corriente de fibra óptica. En el documento
US-A-5 994 890 se da a conocer un
sistema de estudio sobre armónicos en el que se emplea un
convertidor A/D para convertir el valor analógico detectado en un
valor digital que puede tratarse mediante una transformada de
Fourier rápida. En el documento
US-A-5 386 290 se da a conocer un
contador de tasa angular interferométrica óptico con capacidad de
autodiagnóstico en el que se usa un fotodetector. En el documento
US-A-6 774 639 se da a conocer un
sistema de monitorización de descarga parcial para
transformadores.
En un sensor de corriente de efecto Faraday, el
plano de polarización de una luz incidente polarizada experimenta
una rotación, que es una función del campo magnético creado por la
corriente eléctrica que va a medirse.
La corriente que va a medirse puede determinarse
determinando el ángulo de rotación del plano de polarización de la
luz a la salida del sensor óptico. Cuando la luz pasa por una barra
de vidrio, la luz experimenta una rotación. El ángulo de rotación
puede describirse por la fórmula:
donde \beta es el ángulo de
rotación, d es la longitud del elemento sensor, V es la constante de
material de la barra de vidrio denominada constante de Verdet y B es
el campo magnético descrito como un vector. La constante de Verdet
depende tanto de la temperatura como de la longitud de
onda.
\vskip1.000000\baselineskip
En un sensor de corriente de efecto Faraday, una
fuente de luz genera luz, que se hace pasar a través de un filtro de
polarización o se polariza de otro modo antes de viajar por el
material sensible magnetoóptico. La luz incidente polarizada
experimenta una rotación, que es una función del campo magnético
creado por la corriente eléctrica que va a medirse. La corriente que
va a medirse puede determinarse midiendo el ángulo de rotación del
plano de polarización de la luz a la salida del sensor de corriente
óptico de Faraday.
El sensor de corriente de fibra óptica que
incluye la fuente de luz y el detector es sensible a, entre otras
cosas, ruido óptico en el circuito de detección, ruido eléctrico en
la fuente de luz, interferencia de campos magnéticos de inductores y
sistemas cercanos, el montaje y configuración del sensor, la forma y
el diámetro del conductor, las tolerancias de fabricación del
sensor, el efecto de la temperatura sobre la constante de Verdet, el
efecto de la temperatura sobre la fuente de luz y el detector, la
degradación de la fuente de luz y el detector a lo largo de la vida
útil de los productos.
\newpage
La determinación de la corriente que va a
medirse está sujeta a varias fuentes de error. Cualquier sistema
basado en circuitos ópticos o eléctricos es sensible al ruido y a
otras degradaciones de la señal, tales como ruido óptico o
interferencia de fuentes electromagnéticas. Un sistema que comprende
una fuente de luz, una unidad de detección de luz y un circuito
óptico tal como una fibra óptica puede padecer pérdida de
sensibilidad debido al humedecimiento óptico provocado por defectos
en el material usado para formar un conducto o dispositivo óptico
tal como lentes o fibras ópticas. Fuentes de luz y circuitos de
detección de luz pueden estar expuestos a ruido eléctrico o a
interferencia de campos magnéticos de inductores o sistemas
cercanos, o alternativamente a ruido provocado por fluctuaciones en
la fuente de alimentación. Las condiciones ambientales tales como la
temperatura también tienen un efecto en las propiedades del
material tales como la constante de Verdet y también un efecto en
el ruido generado en la fuente de luz y en los circuitos de
detección de luz. Además, todos los componentes eléctricos y las
fuentes de luz y los elementos de detección de luz padecen una
degradación a lo largo del tiempo. Todos los factores mencionados
anteriormente contribuyen a una precisión reducida de las mediciones
realizadas por el sistema.
Una calibración previa al inicio de las
mediciones y una monitorización de una estación transformadora
empleando un sensor de corriente óptico de Faraday se contemplan
para dar una determinación más precisa de la corriente en el
conductor eléctrico. Además, una medición precisa depende de tener
una fuente de luz estable que emita una cantidad de luz constante,
o alternativamente una determinación del cambio de la intensidad de
la luz desde la fuente de luz así como cambios en la intensidad de
la luz provocados por variaciones de la temperatura.
Un sistema para monitorizar una estación
transformadora puede equiparse con una unidad de recogida de datos
y transmisión de datos para transmitir los datos recogidos a uno o
más ordenadores que monitorizan varias estaciones transformadoras.
Estas unidades de comunicación pueden estar constituidas por
conexiones inalámbricas o conexiones fijas tales como redes
POTS/PSTN. La comunicación desde el sistema de medición montado en
las estaciones transformadoras individuales con un ordenador
central puede incluir información sobre cargas promedio, picos de
corriente, corriente real para las líneas de corriente de alta
tensión, dirección de la energía, corrientes máximas, tensiones
reales, temperatura ambiente y marcas de fecha y hora para toda la
información anteriormente mencionada. Además, el sistema de
medición puede incluir una función de alerta para alertar a un
operario en una compañía de suministro de energía acerca de
situaciones en las que la corriente pico está por encima de un
umbral máximo dado, o alternativamente por debajo de un umbral
mínimo, una situación en la que la tensión esté por encima de un
umbral máximo, o alternativamente por debajo de un umbral mínimo u
otra información tal como temperaturas ambientes fuera de intervalo,
que indican todas ellas algún fallo o derivación en la estación
transformadora.
La unidad de comunicación proporciona además la
oportunidad de realizar una configuración remota del sistema, dando
a un operario la posibilidad de configurar el sistema, por ejemplo
definiendo niveles para corrientes pico, niveles de caída de
tensión, valores de tiempo de apagado y opciones de alerta.
El sistema expuesto anteriormente también puede
emplearse en industrias tales como molinos de viento o en centrales
eléctricas tales como centrales accionadas por carbón o nucleares y
no se limita a aplicaciones en estaciones transformadoras.
La presente descripción también se refiere a un
procedimiento de medición de corriente de alta tensión en
conductores eléctricos, comprendiendo dicho procedimiento:
- proporcionar una fuente de luz, siendo dicha fuente de luz una fuente de luz basada en LED, o alternativamente una fuente de luz incandescente,
- proporcionar un primer conducto óptico que es una primera fibra óptica, conduciendo dicho primer conducto óptico luz emitida desde dicha fuente de luz,
- proporcionar un dispositivo óptico de medición de corriente eléctrica que comprende:
- una carcasa que define un primer extremo abierto y un segundo extremo abierto opuesto a dicho primer extremo abierto,
- un primer medio de estanqueidad que tiene una abertura, teniendo dicho primer medio de estanqueidad una configuración geométrica global correspondiente a la configuración geométrica global de dicho primer extremo abierto de dicha carcasa, comprendiendo además dicho primer medio de estanqueidad una abertura adaptada para alojar dicha primera fibra óptica,
- un primer medio de fijación para fijar dicha primera fibra óptica,
- una primera lente óptica que tiene una parte de alojamiento adaptada para alojar dicho primer medio de fijación para montar dicha primera fibra óptica en continuación óptica con dicha primera lente óptica, estando dicha primera lente óptica montada en dicha carcasa,
- un primer filtro de polarización montado en dicha carcasa en continuación óptica con dicha primera lente óptica,
- una barra de vidrio alojada en y encapsulada dentro de dicha carcasa en continuación óptica con dicho primer filtro de polarización, estando construida dicha barra de vidrio de un material que tiene propiedades magnetoópticas,
- un segundo filtro de polarización montado en dicha carcasa en continuación óptica con dicha barra de vidrio,
- una segunda lente óptica montada en dicha carcasa en continuación óptica con dicho segundo filtro de polarización, estando dicha segunda lente óptica adaptada para alojar un segundo medio de fijación,
- un segundo medio de fijación para fijar una segunda fibra óptica, estando dicho segundo medio de fijación alojado en dicha segunda lente óptica,
- un segundo medio de estanqueidad para sellar dicho segundo extremo de dicha carcasa, teniendo dicho segundo medio de estanqueidad una abertura para alojar una segunda fibra óptica, estando dicho segundo medio de estanqueidad montado en dicho segundo extremo de dicho extremo de carcasa, y
- una primera y una segunda tapa adaptadas para la fijación a dicho primer y segundo extremo, respectivamente, de dicha carcasa, incluyendo dicha primera y segunda tapa una abertura para alojar dicha primera y segunda fibra óptica respectivamente, recibiendo dicho dispositivo óptico de medición de corriente eléctrica dicha luz desde dicho primer conducto óptico,
- un segundo conducto óptico que es dicha segunda fibra óptica, recibiendo dicho segundo conducto óptico dicha luz emitida desde dicho dispositivo óptico de medición de corriente eléctrica,
- proporcionar un medio de detección para detectar dicha luz emitida desde dicho segundo conducto óptico y convertir dicha luz recibida en una señal eléctrica,
- proporcionar un medio de procesamiento para procesar dicha señal eléctrica de dichos medios de detección,
- proporcionar un sistema de medición de corriente para realizar mediciones de calibración para dicho sistema, y
- proporcionar un primer medio de comunicación.
\vskip1.000000\baselineskip
La calibración puede realizarse para eliminar
degradaciones de la señal, por ejemplo provocadas por componentes
gastados o dañados, y también puede compensar interferencia de otras
fuentes que emiten campos eléctricos, tales como otros cables
eléctricos.
Cuando el sensor se coloca en un cable eléctrico
específico de una pluralidad de cables conductores eléctricos, el
sistema puede realizar una calibración para eliminar la influencia
de la parte restante de la pluralidad de cables eléctricos
conductores y/u otros conductores eléctricos.
La calibración se realiza cuando el sistema se
instala por primera vez, y por consiguiente puede compensar
degradación de dispositivos o componentes.
La presente descripción se refiere además a un
procedimiento para calibrar un sistema para medir corriente de alta
tensión en conductores eléctricos, comprendiendo el
procedimiento:
- proporcionar un conductor eléctrico que transporta corriente de alta tensión,
- proporcionar una fuente de luz,
- proporcionar un primer conducto óptico que define un primer y un segundo extremo opuesto, estando dicha fuente de luz conectada a dicho primer extremo de dicho primer conducto óptico, emitiendo dicha fuente de luz, luz a dicho primer conducto óptico,
- proporcionar un dispositivo de medición de corriente de Faraday que define un primer y un segundo extremo opuesto, estando dicho primer extremo de dicho dispositivo de medición de corriente de Faraday conectado a dicho segundo extremo de dicho primer conducto óptico, recibiendo dicho dispositivo de medición de corriente de Faraday dicha luz de dicho primer conducto óptico,
- proporcionar un segundo conducto óptico, que define un primer y un segundo extremo opuesto, estando dicho primer extremo conectado a dicho segundo extremo de dicho dispositivo de medición de corriente de Faraday,
\newpage
- proporcionar un medio óptico de detección para convertir dicha luz en una señal eléctrica, estando dicho medio óptico de detección conectado a dicho segundo extremo de dicho segundo conducto óptico,
- proporcionar un sistema de medición de corriente que realiza una medición de la corriente en dicho conductor eléctrico,
- realizar dicha medición de dicha corriente eléctrica en dicho conductor eléctrico, calculando dicho sistema para medir corriente de alta tensión en conductores eléctricos una constante de calibración,
- retirar dicho sistema de medición de corriente.
\vskip1.000000\baselineskip
Preferiblemente, el procedimiento para calibrar
un sistema, comprende además:
- recalcular dicho sistema para medir corriente de alta tensión en conductores eléctricos de manera periódica, o alternativamente de manera no periódica, dicha constante de calibración midiendo las componentes de C.A. y de C.C. de dicha señal eléctrica, aumentando así la precisión de medición del sistema de manera significativa.
\vskip1.000000\baselineskip
Según un aspecto particular de la presente
descripción, el procedimiento comprende además las etapas de
determinar inicialmente la componente de C.C. de dicha señal óptica,
después determinar de manera periódica la componente de C.C. de
dicha señal óptica,
- determinar la componente de C.A. real multiplicando la componente de C.A. medida por la relación de dicha componente de C.C. determinada inicialmente y dicha componente de C.C. determinada de manera periódica.
\vskip1.000000\baselineskip
El procedimiento según la presente invención se
implementa preferiblemente usando el dispositivo de medición de
corriente de Faraday también según la presente invención.
El aparato según la presente descripción es un
sistema modular rentable para
- -
- la supervisión,
- -
- el control y
- -
- la monitorización de estado
de manera remota de redes de
distribución de energía de media tensión (MT) y baja tensión (BT).
El sistema se denomina en lo sucesivo "el
sistema".
\vskip1.000000\baselineskip
El sistema está diseñado para su instalación en
estaciones de MT/BT existentes y en nuevas. El sistema también
proporciona una plataforma para futuras aplicaciones. Ejemplos son
la monitorización de estado de transformadores de energía y la
detallada supervisión de la calidad de la energía. En el presente
documento se describen características de un sistema que incluye el
aparato según la presente invención.
El sistema proporciona al operador central de
control información fiable desde las estaciones de MT/BT, tanto en
condiciones normales como durante cortes de suministro.
Las mediciones de corriente de MT y BT se
realizan usando sensores ópticos compactos con conexiones de cable
de fibra no conductora con un módulo de medición de corriente. Esto
posibilita el uso de los sensores en todo tipo de estaciones y
equipos; por ejemplo estaciones al aire libre existentes así como
aparamenta compacta moderna.
El sistema también presenta módulos para
medición de tensión de BT, supervisión de fusibles, control de
cargador de baterías, monitor de estado de baterías y comunicación
GSM con el centro de control.
Además de esto, pueden monitorizarse otros
valores binarios y analógicos en la estación; por ejemplo la
temperatura del transformador.
Durante el funcionamiento normal, el sistema
calcula tensiones, corrientes, potencia activa y reactiva en todas
las celdas y las transmite a petición al operario.
En el caso de un cortocircuito de MT, el sistema
calcula la corriente de cortocircuito, la dirección de derivación y
la distancia eléctrica a la derivación. Estos valores se
retransmiten al operario inmediatamente para una rápida localización
de la derivación.
El operario también puede usar el sistema para
operar de manera remota interruptores/conmutadores controlables para
el rápido aislamiento de la derivación y restauración de la
potencia. Las posiciones de interruptor se monitorizan de manera
continua y se retransmiten de vuelta al operario.
El sistema se ha diseñado centrándose en:
- -
- Para uso en estaciones de MT y/o BT existentes y nuevas de diferente diseño
- -
- Los sistemas pueden adaptarse fácilmente a la aplicación específica, gracias al diseño modular
- -
- No requiere que esté presente ninguna medición de corriente o tensión en la estación
- -
- Tiene una amplia gama de funciones de supervisión y control para la rápida localización de derivaciones, la rápida restauración de la potencia, recogida de datos con fines de planificación y funcionamiento óptimo diario
- -
- Trata diferentes principios de puesta a tierra de MT (bobina de supresión de arco, neutral aislado, puesta a tierra de resistencia).
\vskip1.000000\baselineskip
- -
- Los requisitos de espacio para los módulos y sensores del sistema son pequeños para permitir una instalación en estaciones compactas con aparamenta compacta moderna
- -
- El sistema puede instalarse en unidades compactas de tipo RMU (ring main unit) sin interrumpir a los clientes
- -
- Interconexión rápida y segura de módulos usando bloques de terminales integrados
- -
- Herramienta de ajuste y calibración de parámetros gráficos
- -
- Proporciona un ajuste de parámetros remoto.
\vskip1.000000\baselineskip
- -
- Todos los módulos y sensores se supervisan de manera continua y pueden emitir una alarma de sistema o una petición de servicio
- -
- Características de tiempo de apagado y retransmisión
- -
- Se detectan derivaciones persistentes de comunicación o fallos graves del sistema usando llamadas de comprobación cíclicas
- -
- Avisos esenciales, por ejemplo indicaciones de cortocircuito, se visualizan localmente también, en el módulo HMI/MMI, interfaz hombre-máquina.
\vskip1.000000\baselineskip
No es necesaria una inspección o recalibración
periódica. Retroinstalación sencilla de componentes de recambio.
El ámbito del módulo de corriente del aparato
según la presente invención comprende los siguientes módulos:
Módulo
A
Módulo de supervisión y control para la línea de
MT y las celdas del transformador. Características:
- -
- Medición óptica trifásica de corrientes de MT y BT
- -
- Control de interruptor automático (CB) (contacto o interrupción)
- -
- Posición de realimentación del CB.
\newpage
Módulo
B
Módulo de supervisión para alimentación del
transformador a redes/paneles de conmutación de BT.
Características:
- -
- Supervisión de tensión trifásica (BT)
- -
- Control de cargador
- -
- Monitorización de estado de batería de reserva
- -
- 2 entradas analógicas polivalentes
- -
- 2 entradas binarias polivalentes
- -
- 2 relés de mando polivalentes.
\vskip1.000000\baselineskip
Módulo
C
Módulo de comunicación. Características:
- -
- Comunicación operativa bidireccional con el centro de control mediante SMS
- -
- Comunicación GPRS para características de tiempo de apagado y de retransmisión de parametrización remota y carga de datos.
El sistema tiene tres niveles de interfaz tal
como se ilustra a continuación: interfaz de centro de control, de
sistema (entre módulos) y de proceso, véase la figura 79.
\vskip1.000000\baselineskip
La comunicación diaria entre el centro de
control y los módulos del sistema se gestiona a través de mensajes
SMS estándar.
Los valores de datos se codifican en un
protocolo formateado PDU de 8 bits plano. Todos los valores de datos
para una celda completa se incluyen en un SMS. El protocolo incluye
detección de errores así como control de flujo, por ejemplo
múltiples retransmisiones y acuse de recibo.
Toda la comunicación se dirige al centro de
control a través de un módulo separado. En la presente versión se
usa GSM/GPRS como medio de comunicación. En el futuro estarán
presentes otros tipos de comunicación.
\vskip1.000000\baselineskip
Internamente los módulos del sistema se
comunican a través de una red CAN industrial. La velocidad de
comunicación es de 125 kbps.
Todas las órdenes se encapsulan en un único
paquete CAN excepto los mensajes SMS, que se transmiten como varios
paquetes CAN.
Es posible dirigirse a hasta 126 módulos para
cada enlace de comunicación. Las direcciones se generan
automáticamente durante la instalación.
\vskip1.000000\baselineskip
El sistema está interconectado con el campo de
MT/BT a través de un sensor óptico de corriente por cada línea. La
salida desde los sensores ópticos de corriente se monitoriza en el
módulo A.
La tensión secundaria del transformador se
alimenta al sistema a través del módulo B. Una presentación de baja
tensión de la tensión secundaria se distribuye entre los
módulos.
La tensión del lado secundario del transformador
se usa en todos los cálculos tanto para el lado primario como para
el secundario del transformador.
Los módulos del sistema están conectados entre
sí a través de un sistema de bus (el bus de sistema). El bus de
sistema transporta la presentación de la tensión secundaria así como
el bus CAN y la fuente de alimentación.
La modularidad de los módulos combinada con el
bus de sistema hace posible una adaptación a casi cualquier
instalación o diseño de estación transformadora.
El sistema está desarrollado para integrar
fácilmente software de centro de control existente. Esto hace
posible que el centro de control obtenga mediciones en línea desde
transformadores de MT/BT.
El sistema permite al centro de control
presentar carga estática, promedio y pico desde cualquier celda
monitorizada individual. Al mismo tiempo, es posible operar
aparamentas instaladas u otros equipos auxiliares en la estación
transformadora.
Los módulos se identifican mediante un número
único, que consiste en el número de teléfono móvil, el ID del
transformador y el ID de la celda. El número único garantiza que
todos los mensajes se pasan correctamente entre el centro de control
y el módulo real.
Sobre el número único se implementa un bloque de
número de teléfono en el sistema. Esta característica sólo acepta
mensajes SMS hacia y desde el sistema de control. La combinación del
número único y el bloqueo de número de teléfono evita que personas
no autorizadas operen el sistema.
El número único del sistema y el centro de
control se sincronizan durante la instalación.
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
\newpage
Ejemplo
En la figura 80 se muestra un diagrama de una
sola línea para una RMU, equipada con el sistema. En este caso los
interruptores de la línea de MT tienen mecanismos de disparo
cargados por resorte, similares al tipo normalmente usado en celdas
de transformador protegidas mediante fusible de MT. Esto minimiza la
demanda en la batería de reserva. Esto es una opción de por ejemplo
el SafeRing de ABB y el SafePlus de ABB de 10 kV y en la mayoría de
aparamentas de MT modernos. El disparo del mecanismo de resorte se
acciona mediante una bobina de disparo.
El diagrama no es un diseño de instalación. Por
motivos de simplicidad, no se muestran todas las conexiones. Para
diagramas de conexiones específicos, etc., se remite a las hojas de
catálogo pertinentes.
La detección de derivaciones a tierra en redes
puestas a tierra de reactancia/bobina de Petersen se realiza
normalmente usando principios de medición vatimétrica. El motivo de
ello es que la corriente de derivación residual en una red puesta a
tierra con bobina de Petersen es muy pequeña, en comparación con la
corriente de derivación a tierra capacitiva total en la red, y
ortogonal con respecto a la corriente mencionada anteriormente.
Los esquemas de medición vatimétrica, sin
embargo, requieren tanto un transformador de tensión como un
transformador de corriente. Por tanto, el uso de indicación de
derivación a tierra vatimétrica se limita normalmente al punto de
alimentación de la red de MT por motivos de coste.
La invención no requiere el uso de costosos
componentes de transformadores de medición de tensión de MT
- con un riesgo inherente de provocar una
derivación de red por ellos mismos. En lugar de ello, la invención
combina tres hechos:
- 1.
- Al producirse una derivación a tierra en una red puesta a tierra con bobina Petersen, tiene lugar un contenido transitorio de armónicos tanto en las tensiones de MT como en las corrientes de MT. El transitorio dura muy poco (1-2 periodos del sistema de potencia), y tiene una frecuencia en el intervalo de cientos a miles de Hz, en función de las propiedades de red.
- 2.
- Durante una derivación a tierra en una red puesta a tierra con bobina Petersen, el nivel de armónicos en tensiones de MT y corrientes de MT es significativamente mayor que durante una operación no afectada por una derivación, debido a la respuesta de la red a la condición de derivación a tierra asimétrica.
- 3.
- El cambio en el nivel de armónicos sólo se produce "aguas arriba" del alimentador de MT, es decir entre el punto de alimentación del alimentador y la ubicación de la derivación. El cambio en el nivel de armónicos no es significativo "aguas abajo" del alimentador de MT.
\vskip1.000000\baselineskip
Se contempla que el sistema detecte el contenido
absoluto y el aumento relativo en corrientes de armónicos usando un
sensor de corriente de fibra óptica. La detección se realiza en dos
intervalos de frecuencia; uno para redes de MT con cables
principalmente subterráneos, uno para redes con líneas
principalmente aéreas. Comparando estos valores con límites de
alarme ajustables por el usuario, el sistema puede ser capaz de
detectar una condición de derivación a tierra "aguas abajo" del
alimentador desde el punto de medición del sistema. El sistema
también puede ser capaz de observar la posición de la fase afectada
por la derivación.
El contenido de armónicos de las corrientes de
un alimentador no afectado por una derivación varía lentamente en el
tiempo debido a cambios en el tamaño y el tipo de carga. Para evitar
falsas alarmas cuando aumentan los niveles, el nivel de referencia
de armónicos puede adaptarse automáticamente a la condición de carga
real.
La presente invención proporciona un sistema de
monitorización para detectar derivaciones a tierra en una red de
suministro de energía eléctrica que comprende, una pluralidad de
dispositivos de monitorización montados en varias ubicaciones de
monitorización, incluyendo cada uno de los dispositivos de
monitorización un detector para detectar el nivel de armónicos en la
energía eléctrica, el nivel de armónicos detectado en un intervalo
de frecuencia específico, incluyendo además los dispositivos de
monitorización un dispositivo de memoria para almacenar un valor de
referencia de armónicos, incluyendo además los dispositivos de
monitorización también un procesador para comparar el nivel de
armónicos con el nivel de referencia, incluyendo el dispositivo de
monitorización un dispositivo de comunicación para transmitir una
alarma siempre que el nivel de armónicos esté por encima del nivel
de referencia durante un periodo de tiempo específico.
El sistema de monitorización comprende una
pluralidad de dispositivos de monitorización distribuidos en varias
ubicaciones de monitorización por toda la red de suministro de
energía eléctrica. Los dispositivos de monitorización incluyen un
detector para detectar un nivel de armónicos en la energía eléctrica
distribuida en la red de suministro de energía eléctrica. En una
realización preferida de la presente invención, el detector es un
detector óptico según se describe en otra sección en la presente
memoria descriptiva. El sensor óptico se basa en el efecto Faraday
como también se describe en otra sección.
\newpage
El nivel de armónicos se detecta en un intervalo
de frecuencia específico o, como alternativa, en varios intervalos
de frecuencia. Comparando el nivel de armónicos en cualquier momento
dado con un nivel de referencia o nivel umbral, puede determinarse
si se ha producido una derivación a tierra en la red de energía
eléctrica. El tiempo en el que el nivel de armónicos está por
encima del valor de referencia o umbral puede ser tan corto como de
hasta uno o dos ciclos de la energía eléctrica en la red de
suministro de energía eléctrica. La frecuencia de la red de
suministro de energía eléctrica puede ser por ejemplo en Europa de
50 Hz y en los EE. UU. de 60 Hz, aunque pueden darse otras
frecuencias así como variaciones en la frecuencia en la energía
eléctrica en la red de suministro de energía eléctrica variando así
el periodo de tiempo específico en consecuencia, lo que puede
compensarse mediante software en el dispositivo de
monitorización.
El dispositivo de monitorización puede calcular
o determinar el contenido absoluto de armónicos en la energía
eléctrica suministrada en la red de suministro de energía eléctrica,
de manera alternativa o complementaria el dispositivo de
monitorización puede determinar el aumento relativo en armónicos en
la energía eléctrica suministrada en la red de suministro de energía
eléctrica.
Ventajosamente, el sistema de monitorización
puede incluir además un sistema, en el que el dispositivo de
monitorización incluye además software para adaptar de manera
continua o periódica el valor de referencia a variaciones en
armónicos provocadas por condiciones de carga cambiantes de la red
de suministro de energía eléctrica.
Pueden producirse variaciones en los armónicos
en la energía eléctrica y el sistema de monitorización puede adaptar
entonces el valor de referencia con el fin de evitar falsas alarmas
provocadas por variaciones en los armónicos no provocadas por
derivaciones a tierra.
En una realización de la presente invención, el
sistema, en el que una multitud de dispositivos de monitorización
están ubicados en cada una de las ubicaciones de monitorización para
monitorizar una multitud de fases en un sistema de suministro de
energía eléctrica de múltiples fases.
La multitud de dispositivos de monitorización
puede usarse por ejemplo para monitorizar múltiples fases de una
estación transformadora que tiene, por ejemplo, 3 fases.
En algunas realizaciones de la presente
invención una multitud de dispositivos de monitorización pueden
estar ubicados en cada una de las ubicaciones de monitorización
para monitorizar una multitud de fases en un sistema de suministro
de energía eléctrica de múltiples fases. En una realización
particular de la presente invención, el sistema puede comprender un
sistema, en el que el sistema comprende además un servidor que
recibe las alarmas, incluyendo el servidor información relativa a
las ubicaciones de monitorización, determinando el servidor la
dirección de la derivación desde una ubicación de monitorización
basándose en la alarma y la información relativa a las ubicaciones
de monitorización.
El servidor puede determinar la dirección de la
derivación comparando la información almacenada relativa a la
ubicación del dispositivo de monitorización que activa la alarma ya
que la derivación a tierra provocará una derivación que va a
detectarse aguas abajo del alimentador que alimenta la energía
eléctrica a la red de suministro de energía eléctrica.
En ciertas realizaciones del sistema según la
presente invención, las ubicaciones de monitorización pueden ser
estaciones transformadoras, incluyendo las estaciones
transformadoras cables de entrada de energía eléctrica
eléctricamente conectados a un transformador para transformar la
energía eléctrica en los cables de entrada de energía eléctrica de
un primer nivel de tensión a un segundo nivel de tensión que es
inferior al primer nivel de tensión, como alternativa, las
ubicaciones de monitorización son puntos de ramificación en los que
se ramifica una línea de la red de suministro de energía
eléctrica.
En el sistema según la presente invención, los
detectores pueden estar situados en el lado primario del
transformador y/o en el lado secundario del transformador.
Se contempla además que el sistema según la
presente invención pueda usarse junto con un procedimiento para
detectar derivaciones a tierra en una red de suministro de energía
eléctrica, comprendiendo el procedimiento: proporcionar un
dispositivo de detección que detecta el nivel de armónicos en una
corriente que fluye en un cable de suministro de energía eléctrica,
incluyendo el dispositivo de detección una unidad de comunicación
para comunicarse con una unidad externa, proporcionar un valor de
referencia para el nivel de armónicos, comparar el nivel de
armónicos detectado con el valor de referencia, siempre que el nivel
de armónicos detectado sea superior al valor de referencia,
transmitir una señal de alarma a través de la unidad de
comunicación.
El dispositivo de detección puede ser un
dispositivo según se describe en otra sección en la memoria
descriptiva como un dispositivo óptico que usa el efecto Faraday
para determinar corriente eléctrica en conductores. El dispositivo
de detección puede usar la información recogida por el detector
óptico para calcular o determinar el nivel de armónicos en un cable
de suministro de energía eléctrica.
Se proporciona o se calcula un valor de
referencia en determinados momentos de modo que el dispositivo de
detección puede determinar si el nivel de armónicos en un momento
dado o en un periodo de tiempo dado está o no por encima del valor
de referencia y, si es así, el dispositivo de detección puede
transmitir una alarma a, por ejemplo, un servidor central o estación
de monitorización o unidad maestra que monitoriza el suministro de
energía de una red de suministro de energía eléctrica.
La detección y comparación pueden realizarse un
número específico de veces en cada periodo.
Ventajosamente, el nivel de armónicos se
determina mediante un procedimiento, en el que los armónicos se
determinan a lo largo de un primer periodo de tiempo y un segundo
periodo de tiempo, siendo el primer periodo de tiempo más corto que
el segundo periodo de tiempo. En una realización, el primer periodo
de tiempo es inferior a un 1 segundo y el segundo periodo de tiempo
es superior a 1 minuto, tal como siendo el primer periodo de tiempo
de 10 a 800 milisegundos y siendo el segundo periodo de tiempo de 1
a 20 minutos, tal como siendo el primer periodo de tiempo de 50 a
500 milisegundos y siendo el segundo periodo de tiempo de 5 a 15
minutos, tal como siendo el primer periodo de tiempo de 100
milisegundos y siendo el segundo periodo de tiempo de 5 minutos.
Además, la alarma puede transmitirse siempre que
una relación del nivel de armónicos en el primer periodo y el nivel
de armónicos en el segundo periodo esté por encima del valor de
referencia.
Se contempla además que el sistema según la
presente invención puede usarse junto con un procedimiento de
comunicación entre una unidad maestra y una pluralidad de unidades
de monitorización que monitorizan una red de suministro de energía
eléctrica, comprendiendo la unidad maestra una unidad de
comunicación conectada a una red por cable o inalámbrica para
comunicarse con la pluralidad de unidades de monitorización,
comprendiendo cada una de las unidades de monitorización un
transmisor y receptor con una conexión por cable o inalámbrica con
la red para transmitir y recibir mensajes de datos hacia y desde la
unidad maestra, comprendiendo cada una de las unidades de
monitorización una unidad de memoria para almacenar un mensaje,
comprendiendo el procedimiento: transmitir la unidad maestra un
mensaje a una unidad de monitorización específica o a una multitud
de unidades de monitorización o a todas las unidades de
monitorización, recibiendo la unidad de monitorización específica o
la multitud de unidades de monitorización o todas las unidades de
monitorización el mensaje, siempre que la unidad de memoria esté
vacía, almacenar la unidad de monitorización el mensaje recibido,
como alternativa siempre que un mensaje previamente recibido esté
almacenado en la unidad de memoria, rechazar la unidad de memoria
el mensaje recibido. Cuando se envía un mensaje desde una unidad
maestra a una o más de las unidades de monitorización, una
respuesta de una unidad de monitorización o varias de las unidades
de monitorización se considera como acuse de recibo del mensaje y
el procedimiento
reduce de este modo la cantidad de mensajes enviados entre las unidades de monitorización y la unidad maestra.
reduce de este modo la cantidad de mensajes enviados entre las unidades de monitorización y la unidad maestra.
Las unidades de monitorización también pueden
transmitir mensajes a la unidad maestra, tales mensajes pueden
incluir por ejemplo información relativa al estado actual, etc. o en
particular alarmas. Si se produce un error o una derivación en una
ubicación, una o más estaciones de monitorización pueden enviar una
alarma a una unidad maestra, que es por ejemplo un ordenador situado
en una estación de monitorización de la compañía de suministro de
energía eléctrica.
Para la comunicación de carga útil entre el
sistema y un sistema de centro de control/un servidor central, se
usa un protocolo diseñado con este fin. Este protocolo tiene varias
ventajas:
- -
- Sólo es necesario un formato de mensaje para todos los tipos de mensaje (alarmas, indicaciones, mediciones, órdenes y ajustes)
- -
- Toda la información relevante puede representarse en un único telegrama (por ejemplo mensaje SMS)
- -
- Se garantiza un alto nivel de seguridad
- -
- El protocolo puede implementarse fácilmente en, por ejemplo, un ordenador portátil convencional
- -
- Pueden implementarse fácilmente cambios en el protocolo debido a nuevas características en el sistema gracias al formato versátil.
\vskip1.000000\baselineskip
Puesto que el procedimiento no permite a la
unidad de monitorización almacenar más de un mensaje, es decir, la
unidad de monitorización no incluye una cola de mensajes, la unidad
maestra o la unidad que transmite el mensaje, debe monitorizar si se
recibe o no una respuesta al mensaje transmitido.
Cuando la unidad de monitorización recibe un
mensaje y no hay otro mensaje almacenado en la unidad de memoria;
el mensaje se almacena en la unidad de memoria y la unidad de
monitorización procesa después el mensaje y prepara una respuesta,
respuesta que se transmite a la unidad transmisora, es decir a la
unidad maestra. Si la unidad de monitorización recibe un mensaje
mientras tiene un mensaje almacenado en la unidad de memoria o la
unidad de monitorización no ha marcado el mensaje como
"procesado", el mensaje recibido se rechaza.
Por tanto, el procedimiento puede incluir que la
unidad maestra monitorice si se recibe una respuesta al mensaje
transmitido dentro de un periodo de tiempo específico. El
procedimiento prevé adicionalmente que, siempre que no se reciba
ninguna respuesta dentro del periodo de tiempo específico, la unidad
maestra retransmite el mensaje.
La unidad maestra también puede mantener un
registro de cuántas veces se ha transmitido un mensaje específico,
por ejemplo con el fin de limitar el número de veces que se
transmite un mensaje específico a una o más unidades de
monitorización, tras lo cual la unidad maestra puede activar una
alarma a por ejemplo un operario o a otra parte del sistema, de que
una determinada o varias unidades de monitorización no responden a
los mensajes y proporcionar también la identificación de tales
unidades de monitorización.
La respuesta enviada por la unidad de
monitorización puede comprender niveles de tensión y/o información
de fase y/o estatus de derivación y/o ajustes y/o indicaciones
medidas o determinadas por la estación de monitorización.
Alternativamente, el mensaje puede incluir datos sin procesar
recogidos por la unidad de monitorización.
La transmisión de mensajes puede enviarse a
través de una red que es una red GSM, una red 3G, una red WLAN, una
red PSTN o cualquier otra red de comunicaciones. El uso de redes
existentes incluye ventajas de seguridad en la transmisión, etc.
La transmisión de mensajes puede emplear
formatos conocidos tales como un formato de servicio de mensajes
cortos o cualquier formato de texto o como alternativa cualquier
formato binario.
La medición de tensiones, potencia activa y
reactiva, dirección de cortocircuito, distancia a la derivación y
otros parámetros eléctricos en una red de MT, requiere información
sobre la tensión de MT trifásica, así como la corriente y el ángulo
de fase relativo entre éstas.
Tradicionalmente, la medición de tensión se
lleva a cabo usando varios transformadores de tensión (o de
potencial). La finalidad de los transformadores es:
- -
- Separación de la MT potencialmente peligrosa y los circuitos de medición
- -
- Proporcionar un amplio intervalo de trabajo para diferentes tensiones primarias
- -
- Proporcionar una salida normalizada (por ejemplo 110 VCA) a los circuitos de medición.
\vskip1.000000\baselineskip
El uso de transformadores de medición de tensión
de MT tradicionales tiene algunos graves inconvenientes, aparte de
los costes:
- -
- Espacio. En muchos tipos de aparamenta de MT, no puede instalarse tensión (y corriente), o sólo puede instalarse en fábrica
- -
- Conectividad. En armarios de aparamenta de MT herméticamente cerrados modernos, no es posible una conexión con los conductores de MT, o sólo puede instalarse en fábrica
- -
- Los transformadores de tensión, al estar conectados directamente o a través de fusibles a la red de MT, son componentes con un riesgo inherente de provocar una derivación de red por sí mismos.
\vskip1.000000\baselineskip
Se contempla además que el sistema según la
presente invención pueda usarse junto con un sistema para
monitorizar y/o determinar condiciones en un primer lado de un
transformador midiendo corrientes en un segundo lado del
transformador. Las tensiones en el primer lado son superiores a las
tensiones en el segundo lado. El sistema según la presente invención
comprende:
- una unidad óptica que incluye un transmisor óptico y un receptor óptico conectados a un conducto óptico que comprende un sensor para detectar campos eléctricos, estando situado el sensor en un cable en el segundo lado del transformador,
- una unidad de memoria para almacenar información relativa al transformador, tal como relación de transformación y/o acoplamiento del transformador y/o carga del transformador,
- una unidad de procesador para determinar corrientes en el cable basándose en la transmisión de potencia óptica desde el transmisor óptico a través de la guía óptica y recibida en el receptor óptico.
\vskip1.000000\baselineskip
El presente sistema no requiere el uso de
costosos transformadores de medición de tensión de MT. En lugar de
ello, la invención combina tres hechos:
- 1.
- Acceso a las tensiones en el lado de BT del transformador de potencia de MT/BT es relativamente sencillo. La conexión puede realizarse incluso, tomando mediciones apropiadas, durante la operación, es decir sobre conductores con corriente. Esto es prácticamente imposible a nivel de MT.
\newpage
- 2.
- Existe una relación bien definida entre las tensiones nominales primaria y secundaria de los transformadores de potencia de MT/BT, tanto con respecto a la amplitud como al desplazamiento de ángulo eléctrico. Esta relación se define por la relación de transformación y el acoplamiento del transformador, como se indica en la ficha técnica del transformador.
- 3.
- Existe una relación bien definida entre la carga del transformador de potencia y el desplazamiento de la relación anteriormente mencionada entre tensiones primaria y secundaria. Esta relación se define por las impedancias sin carga y de cortocircuito del transformador y el ángulo y la corriente de carga del transformador, con respecto a la tensión.
\vskip1.000000\baselineskip
El presente sistema usa el transformador de
potencia de MT/BT existente en la estación como un transformador de
medición. De este modo, pueden evitarse todos los inconvenientes de
los transformadores de medición de tensión de MT tradicionales.
Teniendo en cuenta la relación de
transformación, el acoplamiento del transformador y la carga del
transformador, el sistema puede calcular una réplica casi exacta de
las tensiones de MT relevantes.
De este modo pueden calcularse las tensiones de
MT, la potencia activa y reactiva de MT, la dirección de
cortocircuito de MT, la distancia a la derivación de MT y otros
parámetros eléctricos en la red de MT, usando únicamente una
medición de tensión de BT. La localización de la derivación a tierra
de MT se basa en principios de medición de corriente únicamente y
tampoco necesita una medición de tensiones de MT.
Si el transformador está fuera de servicio, o no
existe ningún transformador en la estación supervisada, no están
presentes tensiones de referencia. El mismo problema surge si un
alimentador falla en el momento de su activación, o si se activa un
alimentador puesto a tierra por error. En estos casos, no es posible
el cálculo de la decisión direccional y la distancia a la
derivación.
Para garantizar una indicación de cortocircuito
en estos casos, el sistema conmuta automáticamente a una indicación
no direccional si una o más tensiones de BT están por debajo de un
límite establecido durante más de un periodo establecido. De este
modo, siguen estando disponibles indicaciones de cortocircuito no
direccionales, permitiendo una localización de la derivación más
rápida.
Cuando las tres tensiones vuelven a ser normales
(es decir valores por encima del límite establecido) durante más del
tiempo establecido, el sistema conmuta de vuelta a la indicación
direccional.
Ventajosamente, el procesador puede calcular
además condiciones de tensión en el primer lado del transformador
basándose en la transmisión de potencia óptica y la información
relativa al transformador. Adicionalmente, el sistema puede
comprender además una unidad de salida para emitir datos que
representan las condiciones de corriente y/o de tensión en el primer
lado del transformador.
Los diferentes aspectos, características,
objetos y/o ventajas identificados anteriormente pueden combinarse
todos ellos.
La presente invención se describirá ahora
adicionalmente con referencia a los dibujos en los que
la figura 1 es una vista en sección transversal
esquemática de un sensor de corriente óptico de Faraday,
la figura 2 es una vista en sección transversal
esquemática ampliada de un sensor de corriente óptico de
Faraday,
la figura 3 ilustra una ranura en la carcasa de
un sensor de corriente óptico de Faraday,
la figura 4 es una vista esquemática de un
extremo de un sensor de corriente óptico de Faraday,
la figura 5 es una vista esquemática de un
extremo de un sensor de corriente óptico de Faraday,
la figura 6 es un diagrama de bloques
esquemático de un sistema para medir la corriente eléctrica que
comprende un sensor de corriente óptico de Faraday,
la figura 7 es una vista esquemática del sistema
de detección que forma parte del sistema ilustrado en la figura
6,
la figura 8 es una vista en sección transversal
esquemática de una configuración de medición con tres conductores
eléctricos y un sensor de corriente óptico de Faraday,
la figura 9 ilustra una configuración de
medición con un conductor rectangular,
la figura 10 ilustra una configuración de
medición con un conductor circular,
la figura 11 ilustra una configuración de
medición con un conductor circular con una capa aislante,
la figura 12 es un diagrama de bloques
esquemático de una implementación prototipo del sistema de detección
y la unidad de procesamiento del sistema ilustrado en la figura
6,
las figuras 13 a 18 son vistas esquemáticas de
una versión prototipo de la presente invención,
la figura 19 ilustra esquemáticamente los
componentes del sensor,
la figura 20 y 21 son ilustraciones esquemáticas
de una carcasa de sensor según la presente invención,
la figura 22 es una ilustración esquemática de
un sensor en sección según la presente invención,
la figura 23 es una vista esquemática de dos
tapas de sensor,
la figura 24 es una vista esquemática de un
filtro óptico,
la figura 25 es una vista esquemática de un
cable eléctrico, el campo B emitido desde el mismo y una barra de
vidrio,
la figura 26 es una vista en sección esquemática
de
la figura 27 es una vista esquemática de una
sujeción de hilo,
la figura 28 es una vista esquemática de una
pieza separadora,
la figura 29 es un gráfico que ilustra la
relación entre corriente y magnitud óptica,
la figura 30 es un gráfico que ilustra el grado
de linealidad de seis sensores,
la figura 31 es un gráfico que ilustra la
relación entre temperatura de un sensor y la magnitud óptica,
la figura 32 es un diagrama de bloques que
ilustra la estructura de un módulo A del aparato según la presente
invención,
la figura 33 es un diagrama de bloques que
ilustra la función del módulo A, mostrado también en la figura
32,
la figura 34 es un gráfico que representa la
recogida de datos teóricos,
la figura 35 es un diagrama que ilustra un
transformador y la transformación de tensiones y corrientes por el
transformador,
la figura 36 es un diagrama de tensión
fase-neutro,
la figura 37 es un diagrama de tensión
fase-fase,
la figura 38 es una vista esquemática que
ilustra la medición de corriente en tres conductores,
la figura 39 es un gráfico que ilustra la
interpolación en el cruce serie,
la figura 40 es un diagrama de tensión y
corriente,
la figura 41 es un diagrama de tensión
fase-fase,
la figura 42 es un gráfico de datos de
calibración,
la figura 43 es una vista esquemática de la
medición de corriente en tres conductores y la calibración asociada
del módulo A,
la figura 44 es un diagrama que ilustra la
intensidad de la luz en función del tiempo y dependiendo de la
intensidad de la corriente,
la figura 45 es un diagrama de bloques que
ilustra las operaciones de análisis del módulo,
la figura 46 es un gráfico que ilustra el
principio de detección de un error,
la figura 47 es un gráfico similar al gráfico de
la figura 46 que ilustra un principio de detección diferente,
la figura 48 es un diagrama de corriente y
tensión,
la figura 49 es una vista que ilustra las
indicaciones hacia delante y hacia atrás,
la figura 50 es una vista esquemática que
ilustra un error entre dos fases,
la figura 51 es un diagrama que ilustra un error
entre tres fases,
la figura 52 es un diagrama que ilustra un error
de fase abierta,
la figura 53 es un diagrama de bloques que
ilustra entradas y salidas del módulo,
la figura 54 es un diagrama de bloques similar
al diagrama de bloques de la figura 53 que ilustra una entrada
adicional y salidas erróneas,
la figura 55 es un diagrama que ilustra una
función de disparo del módulo,
la figura 56 es otro diagrama que ilustra
variaciones aceptables y no aceptables,
la figura 57 es un diagrama que ilustra posibles
estados y posibles transiciones entre los estados del módulo,
la figura 58 es un diagrama de bloques similar a
los diagramas de bloques de las figuras 53 y 54 que ilustra entradas
erróneas y salidas adicionales,
la figura 59 es un diagrama de una interfaz MMI
(interfaz hombre-máquina),
la figura 60 es un diagrama de bloques que
ilustra la estructura de un módulo B del aparato según la presente
invención,
la figura 61 es un diagrama de bloques que
ilustra la función del módulo B, también mostrado en la figura
32,
la figura 62 es un gráfico que representa la
recogida de datos teóricos,
la figura 63 es un diagrama que ilustra un
transformador y la transformación de tensiones y corrientes por el
transformador,
la figura 64 es un diagrama de tensión
fase-neutro,
la figura 65 es un diagrama de tensión
fase-fase,
la figura 66 es un diagrama de tensión y
corriente;
la figura 67 es un diagrama de bloques que
ilustra la función de análisis de datos del módulo,
la figura 68 es un diagrama que ilustra niveles
de alarma,
la figura 69 es un diagrama de bloques que
ilustra entradas y salidas del módulo,
la figura 70 es un diagrama de bloques similar
al diagrama de bloques de la figura 53 que ilustra una entrada
adicional y salidas erróneas,
la figura 71 es un diagrama que ilustra una
función de disparo del módulo,
la figura 72 es otro diagrama que ilustra
variaciones aceptables y no aceptables,
la figura 73 es un diagrama que ilustra posibles
estados y posibles transiciones entre los estados del módulo,
la figura 74 es un diagrama de bloques similar a
los diagramas de bloques de las figuras 53 y 54 que ilustra entradas
erróneas y salidas adicionales,
la figura 75 es un diagrama de una interfaz MMI
(interfaz hombre-máquina),
la figura 76 es un diagrama de un puente entre
una central de datos y módulos del sistema,
la figura 77 es un diagrama de bloques similar a
los diagramas de bloques de las figuras 53 y 54 que ilustra entradas
erróneas y salidas adicionales,
la figura 78 es un diagrama de una interfaz MMI
(interfaz hombre-máquina),
la figura 79 es un diagrama que ilustra la
interfaz entre un centro de control, sistema entre módulos e
interfaz de proceso,
la figura 80 es una vista en forma de diagrama
de bloques de una estación transformadora,
la figura 82 es una vista en forma de diagrama
de bloques del módulo A,
la figura 83 es un diagrama que ilustra el
FFES,
la figura 84 es una vista en forma de diagrama
de bloques de la fuente de alimentación,
la figura 85 es una vista en forma de diagrama
de bloques del controlador CAN,
la figura 86 es una vista en forma de diagrama
de bloques del bloque de E/S,
la figura 87 es una vista en forma de diagrama
de bloques del controlador de salida de fibra,
la figura 88 es una vista en forma de diagrama
de bloques de la entrada de fibra,
la figura 89 es una vista en forma de diagrama
de bloques del sensor de temperatura,
la figura 90 es una vista en forma de diagrama
de bloques de un convertidor de nivel,
la figura 91 es un diagrama que ilustra el
procesador principal,
la figura 92 es una vista en forma de diagrama
de bloques y esquemática del módulo B,
la figura 93 es una vista en forma de diagrama
de bloques de la fuente de alimentación,
la figura 94 es una vista en forma de diagrama
de bloques del controlador CAN,
la figura 95 es una vista en forma de diagrama
de bloques del bloque de E/S,
la figura 96 es una vista en forma de diagrama
de bloques del bloque de medición de potencia de C.A.,
la figura 97 es un diagrama de bloques de
uC,
la figura 98 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del módulo A,
la figura 99 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la sección de diodos del módulo A,
la figura 100 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la sección del microcontrolador del módulo
A,
la figura 101 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la sección de comunicación CAN del módulo
A,
la figura 102 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la sección de suministro de energía del
módulo A,
la figura 103 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la sección de entrada de tensión del módulo
A,
la figura 104 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la vista general de la señal de corriente del
módulo A,
la figura 105 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de línea 1 filtro de armónicos del módulo A,
la figura 106 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de línea 2 filtro del módulo A,
la figura 107 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del filtro de armónicos de la línea 3 del módulo
A,
la figura 108 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del rectificador de la señal de armónicos del
módulo A,
la figura 109 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del filtro C.C. del módulo A,
la figura 110 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la ganancia de la señal C.A. del módulo
A,
la figura 111 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del control de corriente del diodo del módulo
A,
la figura 112 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del control de E/S del relé del módulo A,
la figura 113 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la vista general del conector del módulo
A,
la figura 114 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del módulo B,
la figura 115 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la sección del microcontrolador del módulo
B,
la figura 116 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la sección de comunicación CAN del módulo
B,
la figura 117 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del suministro de energía del módulo B,
la figura 118 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la entrada de tensión del módulo B,
la figura 119 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la sección de E/S del módulo B,
la figura 120 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la sección del conector del módulo B,
la figura 121 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del módulo GSM,
la figura 122 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del suministro de energía del módulo C,
la figura 123 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del módulo CAN del módulo C,
la figura 124 es una vista general en forma de
diagrama de bloques del módulo del microcontrolador del módulo
C,
la figura 125 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la interfaz 1 GSM del módulo C,
la figura 126 es una vista general en forma de
diagrama de bloques de la interfaz 2 del módulo C,
la figura 127 es una vista esquemática de una
red maestro-esclavo distribuida,
la figura 128 es una vista esquemática de una
red CAN,
la figura 129 es una vista esquemática de una
subestación,
la figura 130 es una vista esquemática de un
gráfico de actividad,
la figura 131 ilustra fasores de tensión y
corriente de MT durante cortocircuito de MT; diagrama de una sola
línea
la figura 132 son fasores de tensión y corriente
esquemáticos; cortocircuito bifásico remoto,
L1-L2
la figura 133 son fasores de tensión y corriente
esquemáticos; cortocircuito bifásico próximo, L1-L2,
y
la figura 134 y 135 son vistas esquemáticas de
bucles de derivación.
La figura 1 es una vista en sección transversal
esquemática de un sensor 10 de corriente óptico de Faraday, y la
figura 2 es una vista en sección transversal esquemática ampliada
del sensor 10 de corriente óptico de Faraday de la figura 1. El
sensor 10 de corriente óptico de Faraday comprende una carcasa 12
oblonga que define un primer y un segundo extremo opuesto;
designados 14 y 16 respectivamente. En el primer extremo 14 de la
carcasa 12 está montada una primera junta 18 de estanqueidad,
teniendo la primera junta 18 de estanqueidad una abertura para
alojar una primera fibra 20 óptica. Una primera fijación 22 de fibra
montada en la carcasa 12. La primera fijación 22 de fibra tiene una
abertura para alojar una fibra 20 óptica. Una lente 24 óptica que
tiene una sección de alojamiento para alojar la fibra 20 óptica y la
fijación 22 de fibra. Un primer filtro 26 de polarización montado
en continuación óptica con la lente 24 óptica. Una barra 28 de
vidrio en continuación óptica con el primer filtro 26 de
polarización. En el extremo opuesto de la barra 28 de vidrio, un
segundo filtro 30 de polarización está montado en continuación
óptica con la misma. Una segunda lente 32 óptica está montada en
continuación óptica con el segundo filtro 30 de polarización. La
segunda lente 32 óptica incluye una sección de alojamiento para
alojar una segunda fijación 34 de fibra. Una segunda junta 36 de
estanqueidad que tiene una abertura para alojar una segunda fibra 38
óptica.
Dos fibras 20, 38 ópticas se insertan a través
de la primera y la segunda junta 18, 36 de estanqueidad en el
interior de la primera y la segunda fijación 22, 34 de fibra,
respectivamente. Las fibras 20, 38 ópticas se fijan mecánicamente a
la carcasa 12 mediante dos tapas 40, 42 del sensor, respectivamente.
Las tapas 40, 42 del sensor fijan las fibras 20, 38 y sellan el
sensor 10 de corriente óptico de Faraday.
El material usado para moldear las tapas 56, 58
del sensor es preferiblemente un material de plástico que puede
resistir intervalos de temperatura de desde -40 hasta 150ºC y que
tiene una propiedad de aislamiento eléctrico. El material es
preferiblemente no permeable a la luz en el intervalo de 400 a 1000
nm. Materiales con las propiedades anteriormente mencionadas pueden
ser materiales de plástico tales como Ultem o Peek.
La carcasa 12 puede comprender además un
conjunto de alas 44 para el montaje del sensor 10 de corriente
óptico de Faraday a un conductor eléctrico mediante cintas de
plástico u otros medios de sujeción.
La figura 3 es una vista lateral esquemática de
un sensor 10 de corriente óptico de Faraday que ilustra una ranura
46 en la carcasa 12 que se extiende en paralelo a la barra 28 de
vidrio. La ranura 46 puede tener una pared de fondo plana o
alternativamente una pared de fondo redondeada para mejorar la
fijación del sensor 10 de corriente óptico de Faraday a un
conductor eléctrico. La ranura 46 se incorpora en la carcasa con el
fin de poner la barra 28 de vidrio lo más cerca posible del
conductor eléctrico y tiene la ventaja adicional de fijar el sensor
10 de corriente óptico de Faraday con un ángulo de 90 grados con
respecto al conductor eléctrico. La anchura de la ranura 46 puede
ser cualquiera aunque preferiblemente tiene una longitud igual o
inferior a la longitud de la barra 28 de vidrio. Las alas 44 de
fijación pueden incorporarse en una expansión geométrica de la
ranura 46.
La figura 4 es una vista esquemática de un
extremo 14 del sensor 10 de corriente óptico de Faraday. La figura
ilustra el primer filtro 26 de polarización montado en la carcasa
12.
La figura 5 es una vista esquemática del extremo
opuesto del sensor 10 de corriente óptico de Faraday ilustrado en
la figura 4. La figura ilustra además el segundo filtro 30 de
polarización montado en la carcasa 12 girado 45º con respecto al
primer filtro 26 de polarización. La configuración geométrica de los
filtros de polarización se ilustra como cuadrada, alternativamente,
los filtros pueden tener cualquier configuración geométrica siempre
que los planos de polarización de los dos filtros de polarización
estén girados 45º, respectivamente.
Se ha construido una versión prototipo del
sensor 10 de corriente óptico de Faraday que tiene las siguientes
dimensiones mecánicas. La longitud global de la carcasa 12 es de 65
mm y el diámetro de 12,6 mm. La abertura para alojar la fibra es de
7,5 mm. Las alas 44 tienen un tamaño global de 11,6 mm x 40 mm de
extremo a extremo. La ranura tiene una longitud de 45 mm. La barra
de vidrio tiene una longitud de 35 mm y un diámetro de 4 mm. Los
filtros de polarización son cuadrados, con cada uno de los lados de
5,3 mm.
La figura 6 es una vista esquemática de un
sistema para medir la corriente eléctrica en un conductor utilizando
el efecto Faraday en un transductor magnetoóptico. El sistema
comprende una fuente 46 de luz. La fuente de luz puede ser una
bombilla o una fuente de luz basada en LED. La luz emitida por la
fuente 46 de luz se guía a través de un primer conductor 48 óptico,
tal como una fibra óptica. El conductor 48 óptico está conectado a
un sensor 16 de corriente óptico de Faraday que comprende dos
filtros 26, 30 de polarización y un material magnetoóptico. Los
filtros 26, 30 de polarización están girados 45º respectivamente. El
sensor 10 de corriente óptico de Faraday está montado en un
conductor 50 eléctrico en el que fluye una corriente de alta
tensión, tal como de 10 kV. El extremo de salida del sensor 10 de
corriente óptico de Faraday está conectado a un segundo conductor
18 óptico, tal como una fibra óptica. El segundo conductor 18 óptico
está conectado a un sistema 54 de detección, que convierte la señal
óptica analógica en una señal digital. La señal digital del sistema
54 de detección se proporciona a una unidad 56 de procesamiento de
señales, que realiza varios cálculos sobre los datos. Un
dispositivo 58 de medición está montado en el conductor 50 eléctrico
con fines de calibración. El dispositivo 58 de medición está
conectado a un sistema 60 de medición de corriente que proporciona
datos adicionales a la unidad 56 de procesamiento de señales.
La unidad 56 de procesamiento de señales
compara, almacena y realiza cálculos sobre los datos del sistema 54
de detección y los datos del sistema 60 de medición de
corriente.
La calibración del sistema requiere que la
unidad 56 de procesamiento de señales compare los datos del sistema
54 de detección y del sistema 60 de medición de corriente, la unidad
de procesamiento de señales almacena entonces estos datos. Al final
de la calibración, los datos almacenados de cada uno de los
dispositivos se suman. Los datos sumados del sistema 60 de medición
de corriente se dividen por los datos sumados del sistema 54 de
detección. El resultado de esta división se usa como un valor de
calibración, el valor de calibración se almacena en la unidad 56 de
procesamiento de señales. El sistema 60 de medición de corriente y
el dispositivo 58 de medición pueden desmontarse de la
configuración.
La configuración ilustrada en la figura 6 que
tiene una fuente 46 de luz y sensor 10 de corriente óptico de
Faraday y un sistema 54 de detección óptico es sensible al ruido
eléctrico en la fuente 46 de luz, al ruido óptico en la unidad 54
de detección y a la interferencia de campos magnéticos de inductores
y sistemas cercanos. El montaje y la configuración del sensor 10
así como la forma y el diámetro del conductor que va a medirse
tienen una influencia en las mediciones realizadas por el sistema.
El sistema puede basarse en una diversidad de ubicaciones en todo
el mundo en las que pueden tener lugar con frecuencia variaciones de
temperatura. La temperatura puede afectar al funcionamiento de la
fuente 46 de luz y al circuito detector en el sistema 54 de
detección. Además, la fuente 46 de luz y el sistema 54 de detección
así como otros componentes en el sistema pueden padecer una
degradación en el funcionamiento y la vida útil del producto. Una
medición precisa depende de una fuente de luz estable y de
determinar los factores de compensación para el sistema implementado
así como de un registro de cambios en la salida de la fuente de
luz, variaciones a largo plazo del sistema de detección y variación
en la temperatura del entorno circundante.
La figura 7 es una vista esquemática del sistema
54 de detección del sistema de medición de corriente. El sistema de
detección comprende un componente 64 sensible a la luz que convierte
la luz recibida por el sistema 54 de detección desde el conducto 18
de luz. El componente 64 sensible a la luz convierte la luz en una
señal eléctrica. La señal eléctrica comprende una componente de
C.A. y una de C.C., la señal se divide en dos y se proporciona a
dos amplificadores 66, 68 y la señal amplificada del amplificador 66
se suministra a un separador 70 de C.C. que separa la componente de
C.C. de la señal amplificada. La señal amplificada del amplificador
68 se suministra a un separador 72 de C.A. que separa la componente
de C.A. de la señal amplificada. La unidad 74 de procesamiento de
señales analógicas convierte la señal separada de C.C. y la señal
separada de C.A. de las señales analógicas en señales digitales. La
señal de C.C. se compara con un valor de señal de C.C. almacenado
medido durante la calibración del sistema. El porcentaje de cambio
respecto a la componente de C.C. calibrada se multiplica por la
componente de C.A. La señal de un sensor óptico de efecto Faraday
comprende una componente de C.C. y una de C.A. La componente de
C.A. surge cuando un campo magnético que varía en el tiempo se
aplica al sensor 10 de corriente óptico de Faraday. La componente de
C.C. surge si se aplica una C.C. o un campo no magnético al sensor
10 de corriente óptico de Faraday, si la señal de C.A. incluye una
componente de C.C., variaciones a largo plazo del sistema de
detección y variaciones en la temperatura de los alrededores.
La figura 8 es una vista en sección transversal,
esquemática de una configuración con tres conductores 76, 78, 80
eléctricos, que tienen cada uno un conductor de alta tensión. Los
círculos concéntricos alrededor de cada uno de los conductores
representan el campo electromagnético que emana de ellos, que
ilustra que las mediciones en campos electromagnéticos emitidos
desde un conductor 78 por un sensor 10 pueden verse influidas por
campos emanados desde otros conductores 76, 80 eléctricos. El
proceso de calibración se realiza con el fin de eliminar la
interferencia de conductores y otros campos electromagnéticos
vecinos en los alrededores que influyan en el sensor 10. Estos
otros campos magnéticos pueden proceder de equipos eléctricos en una
estación transformadora en la que está montado el sensor, o campos
emanados del conductor eléctrico en el que está montado el sensor
que se reflejan desde el interior de la estación transformadora,
alternativamente campos electromagnéticos reflejados emitidos desde
conductores eléctricos vecinos.
La figura 9 ilustra una configuración con un
sensor 10 de corriente óptico de Faraday montado en un conductor 82
rectangular.
La figura 10 ilustra un sensor 10 de corriente
óptico de Faraday montado directamente en un conductor 84
circular.
La figura 11 es una vista en sección transversal
esquemática de un sensor 10 de corriente óptico de Faraday montado
en un conductor 86 circular que tiene un núcleo 88 conductor y una
capa 90 aislante dispuesta rodeando el perímetro del núcleo 88
eléctricamente conductor. El sensor 10 de corriente óptico de
Faraday es un sensor de medición en punto, y la forma del campo B y
la distancia entre el inductor son parámetros que han de
considerarse. La calibración in situ del sistema sensor
compensa las variaciones de forma del campo B y la distancia desde
el inductor, así como campos electromagnéticos estáticos presentes,
que proceden de otras fuentes.
La amplitud de la componente de C.C. cuando se
aplica ningún campo magnético al sensor 10 de corriente óptico de
Faraday depende de la intensidad de la luz emitida desde la fuente
de luz, la resistencia a través del sistema óptico y el circuito
del detector. Las componentes de C.A. y de C.C. de la señal tienen
una correlación lineal cuando no se aplica ningún campo magnético
de C.C. al sensor óptico de corriente de efecto Faraday.
La figura 12 es un diagrama de bloques
esquemático de una implementación prototipo del sistema 20 de
detección y la unidad 22 de procesamiento de señales de la figura
6. El módulo 100 incluye las entradas 92 del sensor que introducen
la señal desde el sensor 10 de corriente óptico de Faraday al
sistema 20 de detección ilustrado en detalle en la figura 7. Un
número de optoacopladores correspondientes al número de líneas
caídas de baja tensión se usan para determinar la tensión en las
líneas caídas de tensión, estando estas tensiones en el intervalo
de 400 voltios de C.A. El módulo incluye además un puerto 96 de
entrada-salida de interfaz de usuario en la
implementación prototipo, la entrada-salida 96 en la
versión prototipo es un puerto de comunicaciones serie
RS-232. El puerto 96 de
entrada-salida está conectado a un módulo 106 de
interfaz de usuario, usado en la configuración y calibración inicial
del sistema.
Los datos del sistema 20 de detección y el
módulo 98 400 C.A. se envían a una unidad 104 de procesamiento de
señales y datos, que realiza un ajuste de fases para determinar el
ángulo de fase entre la corriente y la tensión. En una
implementación prototipo del sistema de medición, la unidad de
procesamiento de señales y datos se ha implementado como una
aplicación de procesador dual integrada. La funcionalidad del
sistema se divide en una parte de medición y una parte de
comunicación. La parte de medición se encarga de la exploración de
los 6 canales de corriente, la exploración de los 3 canales de
tensión y los cálculos en los datos recogidos.
El módulo comprende además un módulo 106 de
comunicación para comunicar los datos recogidos por la unidad de
procesamiento de datos de la unidad 104 de procesador. Como el
sistema puede instalarse en una ubicación remota y usarse para la
vigilancia automática del funcionamiento de una estación
transformadora, el sistema puede conectarse a un sitio de recogida
de datos central que recoge datos de varias estaciones
transformadoras en cuanto al funcionamiento seguro de una red de
distribución eléctrica. El módulo 106 de comunicación puede estar
constituido por un módulo adaptado para convertir los datos de la
unidad 104 de procesamiento de datos a protocolos de comunicación
tales como GSM y/o RDSI y/u otra comunicación o medios,
alternativamente a un protocolo de comunicación de datos, tal como
TCP/IP. El módulo incluye además una unidad 108 de transmisor, que,
en caso de que el módulo de comunicaciones sea un módulo GSM, es una
antena, alternativamente un puerto de red de área local o similar.
El módulo 100 incluye además una fuente 110 de alimentación que
suministra al módulo energía eléctrica. La potencia se suministra a
una unidad 112 de gestión de potencia que divide la potencia como
potencia de sistema y para cargar un módulo 114 de batería para el
funcionamiento seguro del módulo 100 en caso de corte de
energía.
En la implementación prototipo del módulo 100,
el protocolo para la comunicación del estatus de la estación
transformadora se describe en detalle a continuación en varias
tablas.
Las figuras 13 a 18 son diagramas de bloques
esquemáticos de una versión prototipo según la presente invención.
Todos los componentes se describen por el nombre y número de
producto en las ilustraciones, y se considera que se explican por sí
mismos teniendo en cuenta las descripciones anteriores.
La figura 13 es un diagrama de bloques
esquemático de una versión prototipo de un sistema de 10 kVSS según
la presente invención.
La figura 14A es un diagrama de bloques
esquemático de un sensor de corriente de C.C. En la versión
prototipo el sensor de C.C. tiene 6 canales, suministrándose a cada
canal una señal desde un circuito sensor ilustrado en detalle en la
figura 14B.
La figura 15A es un diagrama de bloques
esquemático de un sensor de corriente. En la versión prototipo el
sensor tiene 6 canales, suministrándose a cada canal una señal desde
un circuito sensor ilustrado en detalle en la figura 15B.
La figura 16 es un diagrama de bloques
esquemático de un circuito sensor de tensión.
La figura 17A es un diagrama de bloques
esquemático que ilustra un circuito de gestión de potencia.
La figura 17B es un diagrama de bloques
esquemático que ilustra un circuito de gestión de potencia que actúa
conjuntamente con el circuito de gestión de potencia ilustrado en la
figura 17A.
La figura 18 es un diagrama de bloques
esquemático de un puerto de comunicaciones RS-232 y
las señales relacionadas con el mismo.
A continuación se comenta otra realización de la
presente invención. Las partes que vuelven a aparecer en esta
realización y que se comentaron en relación con los dibujos 1 a 18
tendrán números de referencia similares.
La figura 19 es una ilustración similar a la de
las figuras 1, 2 y 3.
Las figuras 20 y 21 ilustran una segunda
realización de un sensor 10' según la presente invención. La carcasa
12' del sensor es el elemento principal en el sensor 10'. Se
encarga del montaje en el cable y de la fijación de los elementos
ópticos. La carcasa 12' se diseña de manera que vale para soldadura.
El plástico se diseña para resistir temperaturas de -40ºC a 250ºC y
tiene un efecto aislante a la electricidad y al calor. El sensor
10' está hecho en la realización actualmente preferida de PEEK sin
refuerzo de vidrio. Las calidades de PEEK ofrecen resistencia
química y a la hidrólisis similar al PPS, pero pueden operar a
temperaturas más altas. PEEK moldeado por compresión sin reforzar
ofrece un alto grado de resistencia al desgaste.
PEEK puede usarse de manera continua hasta a
480ºF (250ºC) y en agua caliente o vapor sin pérdida permanente de
sus propiedades físicas. PEEK lleva un índice de inflamabilidad
V-O y muestra una emisión de humo y de gases tóxicos
muy baja cuando se expone a las llamas.
El ala 44' del sensor se usa para montar el
dispositivo en un cable eléctrico. Está formado de modo que pueden
usarse cintas de hasta 5 mm para sujetar el dispositivo a un cable.
Las cintas están hechas preferiblemente de teflón de modo que
pueden resistir amplios intervalos de temperatura e influencias
medioambientales duras. El ala 44' del sensor está integrada en la
carcasa 12' del sensor y está diseñada para modelado.
En la superficie del sensor 10' dirigida al
cable, el sensor 10' tiene un área 46' en la que el diámetro es más
pequeño en comparación con el resto del sensor 10'. Esta área 46'
permite una colocación del rotor de Faraday próxima al cable y fija
el sensor 10' a 90º grados con respecto al cable.
Es importante una corta distancia entre el
conductor y el sensor 10' porque la intensidad del campo magnético
disminuye aproximadamente por uno dividido por la distancia al
cable.
\newpage
El rotor 28' de luz de Faraday está montado en
la carcasa 12'. La tolerancia se mantiene estrecha por lo que la
barra 28' de vidrio se monta con un ligero ajuste a presión.
Los filtros 26' y 30' Polaroid están montados en
la carcasa 12' en continuación óptica con la barra 28' de vidrio.
Los filtros 26' y 30' están girados 45º grados uno con respecto a
otro. Esto se realiza para obtener el ancho de banda de señal más
amplio.
También es posible pegar los filtros 26' y 30' a
la barra 28' de vidrio, esto debería producir una ganancia de un
4-5% más de luz a través de la matriz óptica. Debido
a los diferentes gradientes de temperatura en el vidrio, el
pegamento y los filtros, los filtros se cayeron en las pruebas de
esfuerzo. También eran menos rentables en cuanto a la producción.
Sin embargo, es concebible que sea posible encontrar materiales que
permitan que esta realización funcione adecuadamente y a un coste
razonable.
En la realización actualmente preferida, se ha
diseñado un pequeño hueco en la carcasa 12' del sensor para fijar
los filtros 26' y 30' Polaroid. Los filtros 26' y 30' pueden moverse
según cambios de temperatura y todavía tienen una construcción
óptica razonable. Los filtros 26' y 30' se fijan en la escuadra y
las lentes.
El filtro Polaroid se usa para ver el giro
angular de la luz. El filtro Polaroid está hecho de plástico y sólo
tiene 0,2 mm de espesor. El filtro Polaroid es de un material tal
que mantiene su resistencia dentro de un intervalo de temperatura
de -40ºC -80ºC. El filtro está polarizado linealmente y se ha
realizado mediante una herramienta de troquelado en la producción.
El filtro puede someterse directamente a vapor en la barra de
vidrio.
Las lentes 24' y 32' están montadas en la
carcasa 12' en continuación óptica con los filtros 26' y 30',
respectivamente. Las lentes 24' y 32' sujetan los filtros 26' y 30'
Polaroid en las escuadras. Las lentes 24', 32' están montadas con un
pequeño ajuste a presión, y por tanto se fijan en la matriz
óptica.
La fibra óptica está situada en la fijación 128
de fibra, ilustrada en la figura 26. Cuando la fijación de fibra se
ajusta haciendo clic en el sistema de lentes ópticas, el extremo de
fibra se sitúa en el punto focal. Cuando la fijación de fibra se
coloca en la lente óptica, se aprieta alrededor de la fibra y se
encarga del esfuerzo mecánico.
Se colocan juntas 18' y 36' de estanqueidad de
silicio en extremos opuestos de la carcasa 12'. Los tapones 18' y
36' de estanqueidad se usan para sellar el sensor 10' protegiéndolo
así del polvo, vapor, agua y otras influencias perjudiciales. La
junta de estanqueidad también funciona como un apriete de las fibras
ópticas; que no se ilustra en este caso.
La función de la junta de estanqueidad es
proteger la parte óptica del sensor 10', principalmente frente a
agua y polvo. Cuando la tapa se presiona sobre la carcasa 12' del
sensor, la junta de estanqueidad se presiona contra la fibra para
soportar el esfuerzo mecánico. La junta de estanqueidad está
diseñada para mantener su resistencia dentro de un intervalo de
temperatura de -40ºC -120ºC. Tiene una buena resistencia a productos
químicos y al ozono.
En las figuras 19 y 23, se ilustran dos tapas
del sensor, 40' y 42'. Las tapas 40', 42' del sensor pueden
sujetarse a la carcasa 12'. Las tapas del sensor se ajustan haciendo
clic fácilmente sobre la carcasa 12'.
Cada una de las tapas del sensor se usa para
fijar la fibra y la junta de estanqueidad del sensor 10'. Las tapas
40', 42' se construyen y se diseñan de modo que es posible soldadura
de plástico.
Las tapas se realizan en la actualidad de PEEK
sin refuerzo de vidrio, que es preferiblemente el mismo material que
la carcasa 12'. La tapa 40', 42' del sensor se diseña con un cono,
que permite una fijación de una vez con la carcasa del sensor.
La tapa del sensor tiene un fondo redondo y
corto, de modo que cuando se monta en la carcasa 12' del sensor con
la junta de estanqueidad, aplasta la junta de estanqueidad alrededor
de la fibra y cierra el sensor 10' de modo que queda protegido
frente a la suciedad y otros contaminantes.
La fibra óptica transporta la luz desde el
emisor de luz al sensor 10' y desde el sensor 10' a un detector de
luz.
En la realización actualmente preferida de la
presente invención, la fibra óptica es una fibra de dúplex completo
con refuerzo Kevlar para relajación de esfuerzo. La fibra óptica es
adecuada para luz roja visible en la región de
400-700 nm. Tiene un diámetro de núcleo de 1 mm y un
diámetro global de 2,2 mm. El intervalo de temperatura operativa es
de desde -25 grados hasta +100 grados de manera continua y de hasta
120 grados durante un corto lapso. El corte y pulido de los
extremos de fibra son importantes para el sistema. La fibra se pule
según una norma 9 my en 3 ciclos de pulido. Este tamaño de grano de
pulido es el óptimo según precio y amortiguación de luz. En el
extremo de la fibra de la carcasa 12' del sensor, la fibra se sella
con silicio de modo que no puede entrar humedad en la fibra y no
puede producirse una distancia de contorneo en la fibra.
La función de la barra de vidrio es hacer que la
luz gire, y es el "motor" en el sensor 10'. Está construida
con un material BK7 con una constante de Verdet baja de 0,023
min./G-cm a una longitud de onda de 620 nm. Está
pulida en los extremos según SAD: 40:60 y el material se somete a
relajación del esfuerzo en la producción tras el moldeo. El
material se ha seleccionado debido a un bajo cambio de la constante
de Verdet en cuanto a la temperatura, constantes de Verdet bajas
pero suficientes para la señal y de bajo coste.
La anchura de la barra de vidrio se ha
seleccionado a partir de la anchura óptima de la lente. El ángulo
entre el campo magnético y el haz de luz puede describirse como una
función de coseno. Si el campo magnético es de 90 grados enfrente
de la luz, no se produce efecto de rotación. La longitud de la barra
de vidrio es lineal a la salida de señal. El campo 120 B en un
conductor 122 redondo se ilustra en la figura 25.
El efecto de rotación del campo disminuye debido
al mayor ángulo entre la luz y el campo magnético. La amortiguación
de la luz en el sistema también es crucial para una buena señal.
Cuando la luz se desvía por la lente no es perfectamente lineal a
la dirección óptima, por tanto cuanto más larga es la barra de
vidrio menos luz pasa a través de la misma. La longitud de la barra
de vidrio se ha decidido a partir de pruebas para que esté en un
punto óptimo entre el efecto del campo magnético y la amortiguación
de luz.
En la figura 27 se ilustra un enganche 124 de
clip a distancia de la fibra. La función del enganche 124 de clip a
distancia de la fibra es fijar la fibra a una distancia del cable de
alta tensión. El enganche 124 de clip está diseñado para presionar
y sujetar la fibra, y fijar la fibra al cable con la cinta de teflón
de Panduit.
La distancia entre la fibra y el cable es
necesaria por motivos de aislamiento térmico y eléctrico. La fibra
óptica según es en la actualidad, sólo puede soportar temperaturas
máximas de aproximadamente 120 grados. Puesto que el cable
eléctrico puede alcanzar temperaturas de hasta 250 grados, debe
haber una distancia de aislamiento térmico. La fibra también está
separada del cable para evitar un puente de humedad y una posible
distancia de contorneo. El enganche 124 de clip a distancia de la
fibra se moldea en Peek, el mismo material que el usado para la
carcasa 12' del sensor.
Un enganche de clip del sensor se ilustra en la
figura 28. El enganche 126 de clip crea una resistencia térmica
mayor entre el cable y el sensor 10'. Así, si el sensor 10' se monta
directamente en un hilo, el enganche 126 de clip se presiona de
manera ajustada sobre el ala 44' del sensor. Este enganche 126 de
clip lo hace posible con una temperatura del cable de 300 grados,
sin que supere los 120 grados dentro del sensor 10'.
Las figuras 29 y 30 ilustran los resultados de
prueba obtenidos durante pruebas que implican seis sensores según la
presente invención. Los gráficos muestran que los sensores exhiben
propiedades lineales en función de la corriente en un conductor
eléctrico.
La figura 30 ilustra el grado de linealidad de
los seis sensores.
La figura 31 es un gráfico que ilustra la señal
de salida de un sensor en función de la temperatura en el entorno
circundante y el sensor.
Cuando se monta un sensor de fibra óptica
sencilla de efecto Faraday en un conductor por ejemplo en una
estación transformadora o en un cable de instalación, la señal
óptica de salida es sensible a la interferencia de campos
magnéticos de sistemas cercanos, a la forma del conductor, a la
colocación del sensor y a la distancia al conductor. La señal óptica
de salida también es sensible al montaje y a la configuración del
sistema.
El objetivo de esta invención es conseguir un
dispositivo preciso para medir una corriente eléctrica mediante el
efecto Faraday, compensando in situ la interferencia de
campos magnéticos de inductores cercanos, la forma del conductor,
la distancia del dispositivo de medición al conductor, y también del
montaje y de la configuración.
Este objetivo se consigue comparando datos
medidos por el sistema de fibra óptica con un sistema de medición de
corriente ajeno durante la configuración del sistema in
situ.
El campo B medido por el sistema de fibra óptica
se denomina B_{medido}. La corriente real se determina según la
ecuación:
donde
Este procedimiento de calibración llega a un
equilibrio entre la interferencia de campo magnético lineal de
inductores cercanos y el factor de conversión entre el campo B y la
corriente. También llega a un equilibrio entre tolerancias de
producción, la forma del conductor, el diámetro del conductor y el
ruido de fondo, todo ello cuando se monta en la aplicación
activa.
Tras la calibración, se retira el sistema ajeno,
y el sistema de fibra óptica de medición de corriente es un sistema
de medición autónomo.
Además, para poder usar el sensor, es crucial
que se calibre in situ. Se usa un dispositivo de medición
ajeno para medir la corriente eléctrica. Este dispositivo puede ser
una bobina de corriente u otro dispositivo de medición de corriente
que esté calibrado, y para el que puede ignorarse el campo
circundante o al menos las mediciones no se ven influidas por campos
circundantes. La señal o datos del dispositivo de medición de
corriente ajeno se calculan en un sistema de medición ajeno y se
envían a la unidad de procesamiento de señales.
La unidad de procesamiento de señales compara
los datos de los dos dispositivos y almacena los datos. Tras un
determinado periodo, la calibración se detiene y los datos
almacenados de cada dispositivo se suman. Los datos sumados del
sistema de medición de corriente ajeno se dividen entre los datos
sumados del sensor óptico. Este valor se usa como un valor de
calibración y se almacena en la unidad de procesamiento de señales.
El dispositivo y el sistema de medición ajenos pueden desmontarse.
El sistema óptico tiene ahora un valor de calibración preciso para
la aplicación en la que está montado.
En una configuración con 3 conductores, el campo
magnético de conductores cercanos puede afectar a la medición. En un
conductor se monta un sensor de fibra óptica de efecto Faraday. Los
campos magnéticos de los tres conductores afectan al sensor. El
campo B medido por un sensor x es:
Durante la calibración se compara
\overline{B}_{sum\_sensor\_x} con los datos del dispositivo de
medición ajeno. A partir de esta calibración se determina la
constante de calibración \overline{K}_{Calib}. Esta constante
contiene la contribución de las 3 fases, lo que significa que la
constante sólo es válida para un campo B lineal.
El campo B es relativamente conocido para un
conductor circular, pero el campo B no se conoce para un conductor
rectangular. El sensor de fibra óptica de efecto Faraday sólo crea
una medición de punto, esto significa que la forma del campo B y la
distancia del inductor es un parámetro crucial. Las calibraciones
in situ del sensor compensan la diferente forma del campo B y
la distancia del inductor.
La señal de un sensor óptico de corriente de
efecto Faraday consiste en una componente de C.A. y una de C.C. La
componente de C.A. existe cuando el campo magnético que varía en el
tiempo se aplica al sensor. La componente de C.C. existe si se
aplica un campo de C.C. o no magnético al sensor.
El objetivo de esta invención es conseguir un
dispositivo preciso para medir una corriente eléctrica en un sistema
de C.A., mediante el efecto Faraday, midiendo eléctricamente la
componente de C.A. y de C.C., para compensar mediante software la
degradación de la óptica del sistema a lo largo del tiempo. Esta
compensación está asociada a la compensación anteriormente
descrita.
El tamaño de la componente de C.C., cuando no se
aplica un campo magnético al sensor depende de la salida de la luz
expuesta desde la fuente de luz, la "resistencia a la luz" a
través del sistema óptico, y el circuito detector. Hay una
coherencia lineal entre la componente de C.A. y de C.C. de la señal,
suponiendo que no hay ningún campo magnético de C.C. aplicado al
sensor, ninguna variación a largo plazo del sistema de detección y
ninguna variación en la temperatura del entorno circundante.
La señal óptica compensada, U_{ca\_real}, se
determina por:
donde:
U_{ca\_real} es la señal de C.A. óptica
compensada,
U_{cc\_real} es la componente de C.C. real
medida,
U_{cc\_calib} es la señal de C.C. medida
cuando se calibra el sistema,
U_{ca\_medida} es la señal de C.A. óptica real
medida.
\vskip1.000000\baselineskip
La ecuación anterior muestra cómo compensar
cambios en la componente de C.C. debido a cambios ópticos,
temperatura, cambio de rendimiento para la fuente de luz, cambio de
rendimiento para el detector, cambio de resistencia óptica en el
sensor debido al tiempo de vida.
Lo que sigue es una descripción de una versión
prototipo de la presente invención.
En una versión prototipo de la presente
invención, un sistema que mide la corriente real que entra y sale de
la estación transformadora más la tensión de 400 V, notifica los
valores medidos a través de mensajes SMS a través de un módem
GSM.
Los valores medidos pueden ser: corriente real
(promediada durante el último segundo) para todos los canales,
corriente o energía pico con dirección y marca de fecha y hora para
todos los canales, estatus de 400 V con marca de fecha y hora para
la última caída, estado del sistema.
Los valores se envían a un técnico de
mantenimiento, alternativamente a un servidor, a petición y cuando
se supera los límites de alarma.
Pueden implementarse cálculos más o menos
complejos, y asimismo pueden variar las tasas de muestreo, el número
de canales de corriente, etc. Los bloques constructivos básicos son
el cálculo de corriente, la calibración y la corrección según la
señal de C.C.
Una versión prototipo de la presente invención
incluye un sistema de procesador con software o firmware
integrado. La principal tarea del firmware del sistema puede
dividirse en varias tareas: medición y linealización de flujo de
corriente, cálculo de dirección de corriente y/o dirección de
energía eléctrica, corrección según la señal de C.C. y comunicación
con el servidor o personal de mantenimiento.
En la versión prototipo de la presente invención
se alimentan seis canales de corriente y tres canales de tensión al
sistema de procesador que comprende el firmware a través de
un optoacoplador y un convertidor AD. La fase entre la corriente y
la tensión se usa para determinar la dirección de la corriente o
energía.
Cada canal de corriente del sistema está
construido principalmente por una parte de amplificador y filtro
seguida de un convertidor AD. Cuando la señal ha pasado por el
convertidor AD, el firmware realiza todo el postprocesamiento
de la señal.
Cada canal de corriente se divide en dos
señales: la señal de corriente de C.A. y la componente de C.C.,
alimentándose ambas a través del convertidor AD. La señal de
corriente óptica (U_{CA}) se usa para calcular la corriente real.
La componente de C.C. de la señal de corriente óptica se usa para
calcular el factor de degeneración. La señal C.C. (U_{CC}) del
sensor óptico combinada con la componente de C.C. se usa para
calcular el factor de degeneración, y a partir del mismo, la
constante de calibración real (K_{Calib}).
La componente de C.C. de la señal se elimina y
el valor RMS se calcula como la integral del valor numérico. El
valor se multiplica por la constante de calibración (K_{Calib}) y
el resultado es la corriente que fluye en el canal real.
En los ejemplos de la presente memoria
descriptiva es de 50 Hz, sin embargo pueden usarse otras
frecuencias, por ejemplo 60 Hz.
El cálculo se realiza para cada periodo de 50
Hz. El postprocesamiento del resultado se realiza por la parte de
comunicación del sistema.
La detección, o determinación, de la corriente
eléctrica o la dirección de energía se realiza midiendo el ángulo de
fase entre la corriente y la tensión para el canal real.
El ángulo de fase depende del tipo de carga y la
dirección de la corriente o energía. El tipo de carga para la
estación transformadora real se elige durante la calibración. Si la
diferencia de fase, durante la carga de un inductor, es de entre
-90º y +90º la corriente o dirección de la energía es positiva.
La fase de la corriente se toma de los sensores
ópticos en la línea de 10 kV. La fase de la tensión se captura de la
línea de 400 V, debido al hecho de que la tensión de 10 kV no se
monitoriza.
En el presente contexto, 10 kV es un ejemplo de
un nivel medio de tensión y 400 V es un ejemplo de una baja tensión.
El sistema según la presente invención mide tanto tensiones medias
como tensiones bajas, es decir a ambos lados de un transformador que
transforma tensiones medias en tensiones bajas.
La fase de la tensión se retarda mediante la
transformación de 10 kV a 400 V. Por tanto la fase de modifica con
30º multiplicado por el índice numérico del acoplamiento del
transformador.
El firmware en el sistema compensa la
degeneración del sistema mirando la componente de C.C. de la señal.
Esto se realiza mediante la corrección de la constante de
calibración inicial con el factor de degeneración.
En una realización actualmente preferida de la
presente invención, se usan las siguientes ecuaciones:
\vskip1.000000\baselineskip
U_{CC,PROMED} =
(\SigmaU_{CC})/n, donde U_{CC} se suma de 0 a n
muestras.
La componente de C.C. del valor de C.A. medido
se resta de la señal de C.C. medida para eliminar la componente de
C.C. de la corriente que fluye en el inductor.
Tanto U_{CC} como U_{CA} se muestrean
durante un largo periodo (por ejemplo un minuto).
Además de usar la constante de calibración para
calcular la corriente real, también se usa como una indicación del
estado global del sistema. La monitorización de esto se realiza en
la parte de comunicación.
Tras el cálculo de las corrientes y direcciones
reales, el sistema de medición se encarga de cálculos específicos
del sistema. Éstos cambiarán de una implementación a otra.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo A tiene una estructura modular según
se visualiza en la figura 32.
\vskip1.000000\baselineskip
La recogida de datos se realiza muestreando la
entrada proporcionada por el hardware. Cada canal de entrada se
muestrea 32 veces durante un periodo de 20 ms. En realizaciones que
utilizan una frecuencia diferente a 50 Hz se aplican otros periodos
de frecuencia de energía. Esto se aplica en toda la presente memoria
descriptiva. Los datos se guardan de una manera estructurada que
permite tratar adicionalmente los datos. Se hace referencia a la
figura 33.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo tiene un temporizador interno que
garantiza que el muestreo se realiza en cada una de las tres líneas
de tensión y tres de corriente exactamente 32 veces cada periodo de
20 ms. Cada muestra se almacena para su uso posterior. Esto da como
resultado 192 muestras con 625 nanosegundos entre dos muestras en la
misma línea.
Cada valor de muestra se compara con la
referencia cero predefinida, y si el valor de muestra está por
debajo de la referencia, el número de muestra de la muestra previa
se almacena. Las dos siguientes muestras de esa línea se comparan
con la referencia, y si una de ellas no está por debajo de la
referencia cero, se reinicializan el número de muestra y la
detección. Esto se realiza para evitar la detección de "falsos"
pasos por cero debido a una distorsión del hardware. La figura 34 es
una representación gráfica de los datos teóricos recogidos desde una
de las seis líneas.
Cuando ha transcurrido un periodo completo de 20
ms, las tensiones (U), corrientes (I) y diferencias de fase
(\Theta) se calculan basándose en los datos recogidos. Las
fórmulas se describen a continuación:
Las diversas constantes usadas en los cálculos
se describen en detalle en las siguientes secciones.
\vskip1.000000\baselineskip
Los cálculos de alta y de baja tensión se basan
ambos en las mediciones realizadas en el lado de baja tensión del
transformador (V_{2} en la figura 35). La siguiente cadena de
fórmulas describe las etapas adoptadas en el cálculo de tensiones
fase-neutro y fase-fase a ambos
lados del transformador. La x pequeña en las fórmulas indica una
determinada línea (A, B o C).
\vskip1.000000\baselineskip
La línea en negrita en la figura 36 muestra la
tensión fase-neutro para la línea A.
El valor U_{x \ calc} es el promedio sin
procesar de los valores muestreados
La tensión fase-neutro se
calcula como
K_{calibración} es un factor de calibración
hallado para cada línea durante la calibración (véase la sección
Calibración).
K_{Ganancia} es un factor definido por la
selección de ganancia de corriente del hardware (véase la sección
Ganancia).
\vskip1.000000\baselineskip
La línea en negrita en la figura 37 muestra la
tensión fase-fase entre la línea A y B.
La siguiente fórmula se usa para calcular la
tensión fase-fase
K_{Transformador} es el factor de conversión
del transformador usando al convertir de 10 kV a 0,4 kV
I_{x-0,4 \ kV} es la corriente
que pasa por el lado de baja tensión del transformador para la línea
específica
K_{ImpTraf} es la impedancia del transformador
(Z_{L} en la figura 35).
\vskip1.000000\baselineskip
Los cálculos fase-fase en el
lado de alta tensión se realizan de la misma manera que en el lado
de baja tensión. Se usa la siguiente fórmula para calcular la
tensión fase-fase
\vskip1.000000\baselineskip
La corriente se mide o bien en el lado de alta
tensión o bien en el de baja tensión. Las fórmulas usadas para los
cálculos son las mismas para los dos lados.
La figura 38 ilustra la medición de corriente
I_{A}, I_{B} e I_{C} en las tres líneas A, B y C.
Las fórmulas usadas son
\vskip1.000000\baselineskip
Para la línea A se usan las siguientes
fórmulas
\vskip1.000000\baselineskip
Para cada línea esto da el cálculo de la
corriente:
K_{AA}, K_{AB} y K_{AC} son constantes de
calibración calculadas durante la calibración. (Véase la sección
Calibración).
El cálculo del momento en el que una línea cruza
la referencia cero se basa en el número de muestra de la última
muestra que no estaba por debajo de la referencia cero así como en
una interpolación lineal entre el valor de la muestra justo antes y
justo después del cruce. La figura 39 muestra la interpolación como
una línea en negrita.
El gradiente de la línea interpolada se usa para
calcular el momento exacto del cruce por cero. El gradiente se
calcula como sigue:
V_{muestra \ x-1} es el valor
de muestra antes del cruce
V_{muestra \ x} es el valor de muestra después
del cruce
T_{MuestraMismaL\text{í}nea} es el tiempo
entre dos muestras en la misma línea, que es igual a 625
nanosegundos.
\vskip1.000000\baselineskip
El tiempo desde la última muestra que estuvo por
encima de la línea de referencia hasta el momento en que la línea
interpolada cruzó la línea se calcula como sigue:
Una vez calculado el momento exacto del cruce
por la referencia cero de cada línea de tensión y corriente, ahora
es posible calcular la diferencia de fase entre las líneas de
corriente y tensión.
La figura 40 muestra la diferencia de fase
(\Theta) para un conjunto de mediciones de tensión y
corriente.
Se usan las siguientes fórmulas:
X_{U-muestra} es el número de
muestra de la muestra de tensión justo antes del cruce por la línea
de referencia.
X_{I-muestra} es el número de
muestra de la muestra de corriente justo antes del cruce por la
línea de referencia.
T_{muestra} es el tiempo entre dos muestras,
que es igual a \frac{20 \ ms}{192 \ muestras}.
\vskip1.000000\baselineskip
La diferencia de interpolación se calcula
como
Esto nos da la diferencia de fase total medida
para fase-neutro para la baja tensión.
\Theta_{Calibración} es la distorsión de
fase provocada por el módulo y se halla durante la calibración.
\Theta_{EfectoTrif} es el efecto provocado
por la inducción realizada por las otras dos líneas de
corriente.
\vskip1.000000\baselineskip
Usando la diferencia de fase
fase-neutro es posible calcular la diferencia de
fase de baja tensión fase-fase
\Theta_{\Delta} es la diferencia de fase
provocada por la conversión de mediciones de línea a mediciones de
fase.
\vskip1.000000\baselineskip
Cuando la diferencia de fase se usa en cálculos
relativos al lado de alta tensión del transformador deben tenerse en
cuenta dos factores adicionales.
\Theta_{Trafo} es el movimiento o
desplazamiento de fase provocado por la estación transformadora
cuando convierte de alta tensión a baja tensión. Este valor se
determina por el acoplamiento numérico del transformador, que puede
tomarse de la ficha técnica del transformador.
\Theta_{CargaTrafo} es la distorsión de fase
en las mediciones fase-fase de baja tensión
provocada por la impedancia interna y la carga de corriente en el
lado de baja tensión del transformador. Esta distorsión es la
diferencia entre la imagen del ángulo de tensión en el lado de baja
tensión y la imagen del ángulo de tensión en el lado de alta
tensión. La distorsión debe tenerse en cuenta porque el módulo sólo
mide tensiones en el lado de baja tensión. La figura 41 muestra la
distorsión de tensión de la línea A. Las líneas de puntos son las
tensiones en el lado de alta tensión y las líneas continuas son las
tensiones en el lado de baja tensión.
Usando el ángulo real de la tensión
fase-fase en el lado de baja tensión y restándolo
del ángulo teórico para una conversión de medición de línea a
medición de fase, se calcula \Theta_{CargaTrafo}
Esto da la verdadera diferencia de fase entre
una tensión fase-neutro de alta tensión y la
corriente como
y la verdadera diferencia de fase
entre una tensión fase-fase de alta tensión y la
corriente
como
Durante la configuración del módulo, el módulo
debe calibrarse para garantizar mediciones correctas. El operario
hace esto usando un programa de calibración basado en PC. Un
dispositivo de calibración debe conectarse para realizar esta
calibración. Durante la calibración, el PC recoge la tensión,
corriente y diferencia de fase medidas proporcionadas por el módulo
así como el dispositivo de calibración. Tras recoger suficientes
datos, el PC calcula factores de calibración para la medición de
tensión y de corriente así como una constante de desplazamiento de
fase. La figura 42 visualiza los datos de calibración.
\vskip1.000000\baselineskip
Los factores de tensión se calculan usando las
siguientes fórmulas:
La calibración de corriente es más complicada
que la calibración de tensión debido al hecho de que los tres
sensores miden los campos magnéticos que forman los cables como se
muestra en la figura 43 siguiente.
Para determinar el efecto que cada campo
magnético del cable tiene sobre las mediciones de los otros cables,
ha de resolverse la siguiente ecuación matricial para las tres
líneas. El ejemplo a continuación muestra la ecuación para la línea
A
Con el fin de calcular K_{AA}, K_{AB} y
K_{AC}, el módulo debe realizar tres mediciones con niveles de
corriente variables. Los valores A_{1}, B_{1} y C_{1} se
calculan basándose en las mediciones realizadas por los sensores y
los valores I_{A}\angle\theta_{A} = (x_{A}, y_{A}),
I_{B}\angle\theta_{B} = (x_{B}, y_{B}) e
I_{C}\angle\theta_{C} = (x_{C}, y_{C}) se calculan
basándose en las mediciones realizadas por el equipo de calibración.
Cuando se calculan estos valores, la ecuación matricial se resuelve
para revelar las constantes.
Estas etapas también se realizan para la línea B
y la línea C para dar las constantes relativas a esas líneas.
\vskip1.000000\baselineskip
La constante de desplazamiento de fase del
módulo se calcula como
Los factores y constantes calculados se guardan
para el módulo y durante todas las futuras mediciones el módulo usa
los factores y constantes para ajustar las mediciones.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo usa diodos emisores de luz (LED)
combinados con la deflexión de luz provocada por un campo magnético
para medir la corriente en cables de energía. A lo largo del tiempo
la luz emitida por los LED se reduce en intensidad debido al
envejecimiento.
La figura 44 muestra esta reducción.
Las mediciones realizadas por el módulo cambian
de manera proporcional al cambio de intensidad, haciendo que las
mediciones se vuelvan inválidas.
Para contrarrestar este efecto, el módulo
almacena la intensidad de la luz de cada LED cuando se calibra. El
factor de compensación de LED se calcula de manera constante
como
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
La intensidad de los LED se usa también para una
supervisión interna (véase la sección Supervisión interna).
\vskip1.000000\baselineskip
Con el fin de permitir la medición de un gran
intervalo de corrientes y tensiones sin perder precisión, el módulo
usa un mecanismo de ganancia. Este mecanismo contiene cuatro niveles
de ganancia para la medición de corriente y dos niveles de ganancia
para la medición de tensión. El módulo opera en la región de alta
ganancia durante mediciones normales, permitiéndole medir el
intervalo más amplio de corrientes y tensiones, pero cuando se
detecta un posible error, el módulo realiza una evaluación en línea
de los datos recogidos y ajusta los niveles de ganancia en
consecuencia. Esto garantiza la mayor precisión posible al realizar
cálculos de error.
Las fórmulas generales usadas para el ajuste son
las siguientes:
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Preferiblemente se definen dos umbrales en un
porcentaje predefinido alto y uno bajo.
La constante K_{ganancia} que se usa en los
cálculos de tensión y corriente depende de la ganancia seleccionada
actualmente.
\vskip1.000000\baselineskip
El análisis de datos se basa en los datos
recogidos. El módulo realiza varios cálculos en los datos recogidos
para determinar si se ha producido un estado de error en la red de
energía monitorizada, que deba notificarse a la central de datos. Se
hace referencia a la figura 45.
En el presente contexto, el término error se usa
para abarcar tanto errores como derivaciones.
\vskip1.000000\baselineskip
Los valores de entrada se usan para realizar
diversos cálculos. La siguiente lista describe cada cálculo
realizado.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo puede calcular la potencia activa y
reactiva presente en los cables de energía monitorizados. El cálculo
de potencia activa (P) y reactiva (Q) para cada línea es idéntico y
se realiza en tiempo real usando las fórmulas:
La fórmula usada para calcular la potencia total
difiere dependiendo de si el módulo monitoriza un lado de alta
tensión o de baja tensión de una estación transformadora. Esto se
debe al hecho de que el módulo siempre mide la tensión en el lado de
baja tensión del transformador.
En el lado de alta tensión se usa la siguiente
fórmula para calcular la potencia total.
\vskip1.000000\baselineskip
En un sistema de baja tensión se usan las
fórmulas a continuación.
En un módulo que monitoriza el lado de alta
tensión, la potencia calculada se envía sólo a la central de datos,
si la central de datos la ha pedido específicamente. En un sistema
de baja tensión, la potencia pico diaria promediada durante 15
minutos se guarda una vez al día y se almacena durante 8 días.
\newpage
El módulo usa la cantidad de corrientes de
armónicos para detectar si se ha producido una derivación a tierra
(EF). El módulo usa tres valores definidos por el operario para
detectar una EF.
EF_{ref} es el valor de referencia usado para
determinar qué procedimiento de detección debería usarse.
EF_{factor} es un factor usado para detectar
una EF cuando la cantidad promediada de corrientes de armónicos está
por encima de EF_{ref}.
EF_{const} es una constante usada para
detectar una EF cuando la cantidad promediada de corrientes de
armónicos está por debajo de EF_{ref}.
La detección de EF se basa en un promedio largo
y uno corto de los valores de armónicos. El módulo calcula de manera
constante un promedio de 10 minutos (H_{10 \ min}) y un promedio
de 100 ms (H_{100 \ ms}).
Los procedimientos usados para detectar una EF
dependen de H_{10 \ min} y EF_{ref} y se describen a
continuación.
\vskip1.000000\baselineskip
Procedimiento 1 (H_{10 \ min}
>
EF_{ref})
Se detecta un error si la fracción \frac{H_{10
\ ms}}{H_{10 \ min}} es mayor que EF_{factor} y el error, por
ejemplo.
La alarma de derivación a tierra se envía a la
central de datos. H_{10 \ min} se almacena entonces y no se
actualiza hasta que la fracción \frac{H_{100 \ ms}}{H_{10 \ min}}
vuelve de nuevo por debajo de EF_{factor}.
Cuando esto sucede, el módulo reinicializa la
alarma EF y puede detectar EF de nuevo.
La figura 46 muestra la detección de un error
usando el procedimiento 1.
\vskip1.000000\baselineskip
Procedimiento 2 (H_{10 \ min}
\leq
EF_{ref})
Se detecta un error si H_{100 \ ms \ la \
fracción} se vuelve mayor que EF_{const} y el error se envía a la
central de datos.
La EF se reinicializa cuando H_{100 \ ms} se
vuelve menor que EF_{const} o H_{10 \ min} se vuelve mayor que
EF_{ref}.
La figura 47 muestra la detección de un error
usando el procedimiento 2.
\vskip1.000000\baselineskip
Los sensores y el módulo también son adecuados
para detectar derivaciones a tierra en redes de MT con neutro puesto
a tierra de resistencia y aislado.
La detección de derivación a tierra en estas
redes se basa en la presencia y magnitud de la corriente de
secuencia cero que fluye en una línea o una celda de transformador.
La corriente de secuencia cero se deriva de los vectores de
corriente trifásica mediante suma escalar:
En una red sin derivaciones, la corriente de
secuencia cero es próxima a cero, siendo la única fuente la
asimetría natural en la red. En caso de una derivación a tierra, la
corriente de secuencia cero aumenta varios niveles en magnitud.
En redes con neutro aislado, la corriente de
secuencia cero es equivalente a la corriente de la derivación a
tierra capacitiva total. En redes con neutros puestos tierra de
resistencia, la corriente de secuencia cero es de la misma magnitud
o mayor, dependiendo de la selección de la resistencia de puesta a
tierra.
Dependiendo de la práctica de protección del
sistema de energía, las derivaciones a tierra en estos tipos de red
o bien se dejan sin resolver, siguiendo una ubicación manual, o bien
se desconectan automáticamente en no menos de aproximadamente 100
ms. Esto entra totalmente dentro de la capacidad del sistema.
Comparando la magnitud y duración de la
corriente de secuencia cero con límites ajustables por el usuario,
el sistema responderá a una derivación a tierra emitiendo una alarma
de derivación a tierra.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo monitoriza constantemente la red de
energía para ver si tienen lugar errores de cortocircuito (SCE). El
módulo tiene tres niveles de corriente definidos por el operario
(I_{SC-X}) que indica el nivel de corriente mínima
presente cuando se ha producido un SCE en cada línea.
Cuando se produce un SCE, el módulo tiene
aproximadamente 100 ms o 5 periodos del sistema de energía para
detectar el error y medir los datos necesarios para calcular la
dirección y distancia del error. La figura 48 muestra el
comportamiento de corriente y tensión durante un SCE. Es importante
observar que la tensión se reduce durante un SCE y si la tensión se
reduce demasiado, el módulo no puede detectar el momento en el que
la tensión cruza la referencia cero. Cuando éste es el caso, el
último momento de cruce por cero detectado se extrapola usando un
periodo ideal de 20 ms. El módulo realiza las siguientes acciones
durante los 5 periodos de SCE:
El primer periodo completo de la duración del
SCE se usa por el módulo para detectar un error. Un error se define
como I_{x} > I_{SC-X}.
El segundo periodo completo de la duración del
SCE se usa para medir la corriente aproximada presente en el error
de cortocircuito. El valor aproximado se usa para determinar qué
nivel de ganancia usará el módulo para medir el error.
El tercer periodo completo del SCE se descarga
porque el módulo usa este periodo para ajustar los niveles de
ganancia correctos para todas las líneas de corriente.
Los periodos cuarto y quinto del SCE se miden
con la resolución más alta posible debido al cambio de ganancia
realizado en el periodo previo. Los datos medidos se almacenan para
cálculos adicionales relativos a la dirección y distancia del
error.
Tras el quinto periodo del SCE, el módulo evalúa
los datos medidos. Las mediciones de los periodos cuarto y quinto se
promedian para mejorar la precisión. La corriente promediada para
cada línea se compara con el valor I_{SC-X} y si
la corriente promediada está por encima del valor, se ha producido
un error en la línea.
Cuando se han calculado la dirección y distancia
del error, la corriente pico, la dirección del error y la distancia
del error para cada línea se envían a la central de datos.
\vskip1.000000\baselineskip
La dirección del error de cortocircuito en cada
línea se calcula basándose en la diferencia de fase promediada entre
la corriente y la tensión durante el error (\Theta_{promed}). El
operario determina una constante (K_{MTA}) que define qué
diferencias de fases dan una señal de indicación hacia delante y qué
diferencias de fase dan una señal de indicación hacia atrás.
La diferencia de fase usada varía dependiendo de
si el error es un error bifásico o trifásico.
La figura 49 ilustra las indicaciones hacia
delante y hacia atrás dependiendo de la MTA. El área de indicación
hacia delante es el área semicircular centrada alrededor del vector
MTA. La indicación hacia atrás o inversa es el área semicircular
opuesta al vector MTA.
La dirección hacia delante se define como
\Theta_{promed} <= MTA+/-90º
La dirección hacia atrás se define como -
\Theta_{promed} = MTA+/-90º
\vskip1.000000\baselineskip
La distancia al error de cortocircuito o
ubicación de la derivación se calcula usando la tensión, corriente y
diferencia de fase promediadas recogidas durante el error. El
cálculo depende del tipo de error. La distancia se determina como la
distancia eléctrica a la derivación, que se define como reactancia o
inductancia.
\newpage
Si el error es un error bifásico, se usan las
siguientes fórmulas
Si el error es entre la fase 1 y 2
Si el error es entre la fase 2 y 3
Si el error es entre la fase 3 y 1
La influencia de una posible resistencia de arco
y la dependencia de la temperatura de la resistencia del inductor se
elimina usando la reactancia o inductancia a la derivación en lugar
de la resistencia a la derivación.
La figura 50 muestra un error entre la fase A y
B.
Si el error es un error trifásico, se usa la
siguiente fórmula
La figura 51 muestra un error entre las tres
fases.
Una realización actualmente preferida de la
detección de la dirección de la derivación se describe a
continuación.
\vskip1.000000\baselineskip
La dirección de la derivación (es decir la
dirección del flujo de energía) se determina en relación al ángulo
entre una tensión de referencia y la corriente de MT de la
derivación que fluye a través de la celda. Durante un cortocircuito,
el ángulo entre fasores de tensión y corriente se determina
principalmente por la reactancia de la línea (X_{l\text{í}nea}) y
la resistencia de la línea (R_{l\text{í}nea}) entre la estación
DISCOS y la ubicación de la derivación; véase la ilustración de la
figura 131, que ilustra fasores de corriente y de tensión de MT
durante cortocircuito de MT; diagrama de una sola línea.
El ángulo de par máximo (MTA) determina el
ángulo relativo al que la indicación direccional tiene su mayor
sensibilidad y puede calcularse como:
Si el ángulo relativo es MTA \pm 90º, se emite
una indicación "F" (hacia delante) para la(s)
fase(s) afectadas por la derivación. Si el ángulo relativo es
\divMTA\pm90º, se emite una indicación "B" (inversa/hacia
atrás) para la(s)
fase(s) afectadas por la derivación. No se recurre a cálculos exactos de MTA, siendo los ángulos de cambio MTA \pm90º. Para redes de líneas aéreas y cables de MT, los valores típicos para MTA son 25º-45º y 35º-55º, respectivamente. Las "amplias" características direccionales permiten desplazamientos de fase hasta \pm90º sin perjudicar a la decisión direccional. Por tanto, los errores introducidos usando memoria de tensión en derivaciones próximas no son críticos.
fase(s) afectadas por la derivación. No se recurre a cálculos exactos de MTA, siendo los ángulos de cambio MTA \pm90º. Para redes de líneas aéreas y cables de MT, los valores típicos para MTA son 25º-45º y 35º-55º, respectivamente. Las "amplias" características direccionales permiten desplazamientos de fase hasta \pm90º sin perjudicar a la decisión direccional. Por tanto, los errores introducidos usando memoria de tensión en derivaciones próximas no son críticos.
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En teoría, las tensiones de MT deberían usarse
como tensiones de referencia. Esto no es conveniente en una red de
distribución en la que los transformadores de tensión normalmente
sólo se encuentran en la estación de alimentación. En estaciones con
transformador(es) de potencia de MT/BT, el sistema usa las
tensiones secundarias del transformador como tensiones de referencia
en su lugar. Los vectores de tensión se corrigen para el
acoplamiento del transformador y la relación de transformación. La
selección de la tensión de referencia y la corrección del
acoplamiento depende del tipo de derivación según se describe a
continuación.
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Si todas las corrientes trifásicas en una celda
de línea superan el valor de acción de cortocircuito, se detecta una
condición de cortocircuito trifásico. Puesto que la derivación es
simétrica, los sistemas de tensión y corriente pueden considerarse
simétricos también. Por tanto, U_{L1}, _{0,4 \ kV} puede usarse
como tensión de referencia en lugar de U_{L1, \ 10 \ kV}, etc. El
ángulo de fase de tensión de MT Arg(U_{L1, \ 10 \ kV}) se
calcula a partir del ángulo de fase de tensión de BT
Arg(U_{L1, \ 0,4 \ kV}), girado por v x 30º, donde "v"
es el acoplamiento del transformador, es decir "5" para un
transformador Dyn5.
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- Para un transformador Dyn 5, los ángulos de
fase de tensión de BT se giran por +150º (secuencia positiva, en
contra de las agujas del reloj).
- Para un transformador Dyn 11, los ángulos de
fase de tensión de BT se giran por +330º (secuencia positiva, en
contra de las agujas del reloj).
La decisión direccional se lleva a cabo mediante
comparación por fases de los siguientes fasores de tensiones y
corriente:
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Los ángulos relativos entre tensión de
referencia y corriente Arg(Z_{L}) se calculan entonces por
fases.
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- Transformador Dyn 5; fase L1:
- Transformador Dyn 11; fase L1:
Los ángulos relativos se comparan entonces con
MTA:
- si Arg (Z_{Lx}) se sitúa en el intervalo MTA
\pm 90º, se emite una indicación "F" (hacia delante) para la
fase x
- si Arg (Z_{Lx}) se sitúa en el intervalo
\divMTA\pm90º, se emite una indicación "B" (inversa/hacia
atrás) para la fase x.
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Para cortocircuitos trifásicos, la ubicación de
la derivación es normalmente la misma para las 3 fases. Por
consiguiente, la indicación normalmente será "FFF" o
"BBB". Una caída de tensión debido a la carga del transformador
durante la derivación no se tiene en cuenta.
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Si las corrientes bifásicas en una celda de
línea superan el valor de acción del cortocircuito, se detecta una
condición de cortocircuito bifásico. Si sólo 1 corriente de una fase
supera el valor de acción, se asume una condición de derivación
"simultánea". Para derivaciones remotas, los ángulos relativos
entre tensión de MT (puntas de flecha en negrita) y fasores de
corriente (puntas de flecha abiertas) se ilustran en la figura
131.
Para derivaciones próximas, es decir
derivaciones próximas a la estación DISCOS, la tensión de la línea
MT residual entre las fases afectadas por una derivación puede ser
cero o próxima a cero; por ejemplo U_{L12, \ 10 \ kV} durante una
derivación L1-L2. Los ángulos relativos entre
tensión de MT y fasores de corriente se ilustra en la figura
133.
Para garantizar una decisión direccional
correcta independientemente de la ubicación de la derivación, debe
usarse una de las tensiones de línea de MT "sanas" para la
polarización; por ejemplo U_{L23, \ 10 \ kV} durante una
derivación L1-L2. Este procedimiento también se
conoce como "polarización cruzada". La tensión de referencia es
ortogonal a la tensión afectada por la derivación. Esto se corrige
como sigue:
- U_{L23 \ 10 \ kV} se atrasa U_{L12 \ 10 \
kV} con 90º. Por tanto, U_{L23 \ 10 \ kV} se gira en + 90º.
- U_{L31 \ 10 \ kV} se atrasa U_{L23 \ 10 \
kV} con 90º. Por tanto, U_{L23 \ 10 \ kV} se gira en + 90º.
- U_{L12 \ 10 \ kV} se atrasa U_{L31 \ 10 \
kV} con 90º. Por tanto, U_{L23 \ 10 \ kV} se gira en + 90º.
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En lugar de tensiones de línea de MT, se usa la
tensión de fase de BT similar. Ejemplos:
- Para un transformador Dyn 5, U_{L1 \ 0,4 \
kV} es similar a U_{L12, \ 10 \ kV}. Por tanto, los ángulos de
fase de tensión de BT sustituyen directamente a los ángulos de
tensión de MT.
- Para un transformador Dyn 11, \divU_{L1 \
0,4 \ kV} es similar a U_{L12, \ 10 \ kV}. Por tanto, los ángulos
de fase de tensión de BT se giran en +180º para sustituir a los
ángulos de tensión de MT.
\newpage
La Decisión direccional se lleva a cabo mediante
comparación por fases de las siguientes tensiones y fasores de
corriente. Bucles de derivación y selección de tensión de
referencia; cortocircuito bifásico, transformador Dyn5:
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Bucles de derivación y selección de tensión de
referencia; cortocircuito bifásico, transformador Dyn11:
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Los ángulos relativos entre tensión de
referencia y corriente, Arg(Z_{Lx}), se calculan entonces
por fases. Transformador Dyn 5; fase L1, L2 y L3:
\newpage
Transformador Dyn 11; fase L1, L2 y L3:
Entonces se compara el ángulo relativo con
MTA:
- si Arg (Z_{Lx}) se sitúa en el intervalo
MTA\pm90º, se emite una indicación "F" (hacia delante) para
la fase x
- si Arg (Z_{Lx}) se sitúa en el intervalo
\divMTA\pm90º, se emite una indicación "B" (inversa/hacia
atrás) para la fase x.
\vskip1.000000\baselineskip
La distancia a la derivación determina el grado
de caída de la tensión. Si la caída de la tensión no es completa, la
polarización cruzada puede girar Arg (Z_{Lx}) en hasta \pm 30º.
Sin embargo, gracias a la "amplia" característica direccional
la decisión direccional no se ve afectada.
Para un "verdadero" cortocircuito bifásico
(misma ubicación de derivación), las indicaciones mostrarán la misma
dirección para fases afectadas por la derivación; es decir
"FF-", "F-F", "-FF", "BB-",
"B-B" o "-BB". Para una "derivación
simultánea" (diferentes ubicaciones de derivación), las
indicaciones pueden mostrar la misma dirección u opuestas para fases
afectadas por la derivación, según la dirección del flujo de
potencia de cada fase.
\vskip1.000000\baselineskip
Basándose en las tensiones y corrientes medidas,
el módulo A puede establecer la distancia eléctrica a la derivación.
El cálculo de la distancia a la derivación sólo se activa durante
derivaciones bifásicas y trifásicas. Para derivaciones a tierra y
derivaciones "simultáneas", la distancia a la derivación no se
calcula ya que la medición se ve influida por la trayectoria de
regreso de la corriente de tierra.
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Para cortocircuitos trifásicos, se considera el
siguiente bucle de derivación, véase la figura 134:
Como se muestra en la figura 134, la impedancia
aparente desde el punto de medición del sistema a la ubicación de la
derivación, Z_{Lx}, puede calcularse a partir de la respectiva
tensión de MT U_{Lx} y corriente I_{Lx}.
Puesto que la derivación es simétrica, los
sistemas de tensión y corriente pueden considerarse simétricos
también. Por tanto, U_{L1, \ 0,4 \ kV} puede usarse como la
tensión en lugar de U_{L1, \ 10 \ kV}, etc.
La tensión de MT U_{L1, \ 10 \ kV} se
sustituye por la tensión de BT U_{L1, \ 0,4 \ kV}, multiplicada
por n. "n" es la relación de transformación entre tensión de
fase primaria y tensión de fase secundaria.
La impedancia aparente se calcula entonces a
partir de las siguientes tensiones y fasores de corriente.
Bucles de derivación y selección de tensión y
fasores de corriente; cortocircuito trifásico:
La impedancia hasta la ubicación de derivación
se calcula como el valor medio:
La impedancia Z (y la resistencia R) no es
adecuada para medir una distancia eléctrica, ya que ambas cantidades
varían con la puesta a tierra del sistema y la resistencia de
regreso de tierra, la resistencia del conductor (que depende de la
temperatura) y la resistencia de arco en la ubicación de la
derivación. Por otro lado, la reactancia X sólo depende de la
geometría del conductor en el bucle de derivación. Puesto que ésta
es constante, la reactancia aparente es ideal como medida de la
distancia eléctrica a la derivación, en ohmios:
\vskip1.000000\baselineskip
Para cortocircuitos bifásicos, se considera el
siguiente bucle de derivación (el ejemplo muestra la derivación
L1-L2). Tensión de MT y fasores de corriente durante
cortocircuito bifásico de MT, véase la figura 135:
Como se ha mostrado anteriormente, la impedancia
aparente desde el punto de medición del sistema hasta la ubicación
de derivación, Z_{Lx}, puede calcularse a partir de la respectiva
tensión de MT U_{Lxy} y corriente I_{Lx}. En lugar de tensiones
de línea de MT, se usa la tensión de fase de BT similar.
Ejemplos:
- Para un transformador Dyn 5, U_{L1 \ 0,4 \
kV} es similar a U_{L12, \ 10 \ kV}. Por tanto, la tensión de
fase de BT multiplicada por la relación de transformación "n" y
\surd3, sustituye a la tensión de línea de MT
- Para un transformador Dyn 11, \divU_{L1 \
0,4 \ kV} es similar a U_{L12, \ 10 \ kV}. Por tanto, la tensión
de fase de BT multiplicada por la relación de transformación
"n" y \surd3 y girada en +180º, sustituye a la tensión de
línea de MT.
\vskip1.000000\baselineskip
Las impedancias aparentes se calculan entonces
por fases a partir de las siguientes tensiones y fasores de
corriente. Bucles de derivación y selección de tensión y fasores de
corriente; cortocircuito bifásico , transf. Dyn5:
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\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Bucles de derivación y selección de tensión y
fasores de corriente; cortocircuito bifásico, transf. Dyn11:
La impedancia hasta la ubicación de derivación
se calcula como se indica a continuación (el ejemplo muestra la
derivación L1-L2, transf. Dyn5):
El factor 0,5 corrige la impedancia del bucle
que es dos veces la impedancia hasta la ubicación de la derivación.
Por los motivos indicados anteriormente, la reactancia aparente se
usa como medida de la distancia eléctrica a la derivación, en
ohmios:
\vskip1.000000\baselineskip
La distancia a la derivación calculada por el
módulo A es la distancia eléctrica en ohmios.
Convertir la distancia eléctrica en distancia
física requiere información acerca de la reactancia específica
(\Omega/km) y la longitud real (km) de todas las líneas de MT
entre el punto de medición del sistema y la ubicación de la
derivación.
Normalmente están disponibles datos sobre las
líneas al nivel del servidor, por ejemplo en el sistema ERP de la
compañía.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo tiene varias entradas y salidas (E/S)
externas que pueden usarse para controlar el entorno circundante.
Estas E/S no tienen funciones predefinidas y por tanto pueden usarse
para cualquier finalidad general.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo monitoriza las dos entradas binarias
de manera constante. Si se detecta un cambio en cualquiera de las
entradas, el módulo envía un mensaje a la central de datos. El
estado de ambas entradas también se visualiza en la interfaz
hombre-máquina del módulo (véase la sección
Comunicación).
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo proporciona a la central de datos la
opción de cambiar el estado de la salida. Esto se realiza enviando
un mensaje al módulo. Cuando el módulo recibe el mensaje desde la
central de datos, cambia la salida en consecuencia.
El estado de ambas salidas se visualiza también
en la interfaz hombre-máquina del módulo (véase la
sección Comunicación)
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El módulo monitoriza las dos entradas analógicas
de manera constante, una entrada de 4-20 mA y una
entrada de 0-5 V. Pueden ajustarse niveles para las
alarmas y el valor real puede darse a petición.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo puede detectar derivaciones de fase
abierta en la red de energía monitorizada. Una derivación de fase
abierta se detecta usando los siguientes cálculos:
Si la fracción \frac{I_{núm}}{I_{máx}} es
inferior a un valor definido por el operario e I_{promed} es
superior a un valor especificado por el operario y ninguna de las
tensiones medidas está por debajo del umbral "Sin tensión"
previamente definido, el módulo supone que se ha producido un error
de fase abierta. Esto hace que el módulo envíe un mensaje de alarma
a la central de datos. La figura 52 muestra un error de fase abierta
para la línea A.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo tiene varias entradas y salidas (E/S)
externas que pueden usarse para controlar el entorno circundante.
Estas E/S están asociadas en la actualidad al circuito interruptor
de las estaciones de transformación, aunque pueden usarse para otras
muchas finalidades. Se hace referencia a la figura 53.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo monitoriza el circuito interruptor de
manera constante. La configuración de la corriente hace que la
primera entrada sea alta, si el interruptor está cerrado y que la
segunda salida sea alta, si el interruptor está abierto. Si se
detecta un cambio en el estado del interruptor, el módulo envía un
mensaje a la central de datos. El estado del interruptor de
corriente también se visualiza en la interfaz
hombre-máquina del módulo (véase la sección
Comunicación).
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo proporciona a la central de datos la
opción de abrir el interruptor. Esto se realiza enviando un mensaje
al módulo. Cuando el módulo recibe la señal de interrumpir, ajusta
la salida binaria alta. La salida binaria se mantiene alta hasta que
el módulo detecta que el interruptor está abierto o que el módulo ha
intentado abrir el interruptor durante 20 segundos u otro periodo de
tiempo definido por el usuario. Si sucede cualquiera de las dos
cosas, el módulo envía un mensaje de vuelta a la central de datos
con el estado del interruptor de corriente. Cuando el módulo intenta
cambiar el estado del interruptor, se visualiza en la interfaz
hombre-máquina (véase la sección Comunicación).
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo tiene una característica de
automantenimiento que garantiza un comportamiento correcto de manera
continua y en caso de defectos, los detecta y actúa de manera
inteligente según la gravedad del defecto. El estatus del módulo se
visualiza en la interfaz hombre-máquina y se
comunica al mismo tiempo a la central de datos. (Véase la sección
Comunicación). Se hace referencia a la figura 52.
\vskip1.000000\baselineskip
Las tensiones internas muestreadas se comprueban
frente a un conjunto de valores definidos por el operario. Si las
tensiones caen por debajo del valor se activa un evento de alarma.
La alarma se cancela cuando la tensión es significativamente
superior al activador de baja tensión. La figura 55 muestra este
comportamiento.
\vskip1.000000\baselineskip
La temperatura muestreada se trata de manera
algo diferente a las tensiones. El operario define una "banda"
de temperatura que se acepta. Si la banda se incumple se activará la
alarma, y la alarma se reinicializa cuando la temperatura vuelve a
estar significativamente dentro de la banda. La figura 56 muestra
este comportamiento.
\vskip1.000000\baselineskip
Las intensidades de la luz de los LED se
monitorizan y comparan con dos valores definidos por el operario
denominados LED_{Mantenimiento} y LED_{Defecto}. Si una de las
intensidades de los LED cae por debajo del LED_{Mantenimiento} el
sistema entra en el estado "Mantenimiento" e informa a la
central de datos. Si una de las intensidades de los LED cae por
debajo de LED_{Defecto} el sistema entra en el estado
"Defecto" e informa a la central de datos.
\vskip1.000000\baselineskip
Diferentes acciones en el software del módulo
pueden provocar eventos de error. Algunos de estos errores no son
críticos y pueden suceder ocasionalmente. Las estadísticas de estos
errores se recogen y si suceden con demasiada frecuencia o si sucede
un error crítico, se envía un mensaje a la central de datos y se
actualiza el estado del módulo.
\vskip1.000000\baselineskip
El estado del módulo cambia debido a errores y
por el funcionamiento normal del producto. El estado del módulo
determina cómo funciona el módulo. Hay cuatro estados.
\bullet Pasivo
\bullet Mantenimiento
\bullet Activo
\bullet Defecto
\vskip1.000000\baselineskip
La figura 57 muestra los estados y las posibles
transiciones entre los estados.
Se entra en el estado Defecto cuando un
error impide el funcionamiento normal. Sólo un técnico de
mantenimiento puede cambiar de estado Defecto a estado Activo.
Se entra en el estado Mantenimiento
cuando se ha alcanzado un umbral de errores no críticos. Cuando se
está en el estado de mantenimiento, todas las mediciones se realizan
de la manera habitual, pero el estado indica que es necesario un
mantenimiento manual para arreglar el problema antes de que se
vuelva crítico. Un técnico de mantenimiento cambia el módulo de
estado Mantenimiento a estado Activo.
El estado Activo es el estado normal
cuando el módulo está instalado, calibrado y funcionando de manera
normal. Los cambios desde el estado activo están causados por
errores o por un técnico.
El estado Pasivo es el estado al arrancar
un módulo no calibrado. Indica que el módulo necesita una
calibración. El estado del módulo cambia a Activo cuando se
calibra.
El estado del sistema y las alarmas actúan
conjuntamente con la interfaz hombre-máquina. (véase
la sección comunicación).
\vskip1.000000\baselineskip
La comunicación del módulo incluye dos
funciones:
1) Una interfaz hombre-máquina
(MMI) que está compuesta por 10 LED. Estos LED se usan para que el
estado actual del módulo sea visible para los operarios in
situ.
2) El módulo está conectado a un bus CAN. Esto
permite que el módulo se comunique con los demás módulos en el bus
CAN y con el PC cuando el módulo está siendo calibrado. Se hace
referencia a la figura 58.
\vskip1.000000\baselineskip
La interfaz hombre-máquina (MMI)
del módulo visualiza el estado actual de la unidad. La MMI se parece
a la figura 59.
La MMI contiene 10 LED que tienen las siguientes
funciones:
1-3)
Estos LED son verde, amarillo y rojo y
representan el estado de la unidad. Respectivamente representan
"Unidad OK", "Se necesita mantenimiento" y "Defecto de
la unidad"
4)
El cuarto LED muestra que se ha producido un
error, es decir, un cortocircuito, con dirección hacia delante.
5)
El quinto LED muestra que se ha producido un
error, es decir un cortocircuito, con dirección hacia atrás
6)
El sexto LED muestra que se ha producido un
error de tierra.
7-9)
Estos tres LED representan respectivamente
"Interruptor abierto", "Interruptor cerrado" e "Apertura
de interruptor" o "Interruptor disparado por el módulo".
10)
El décimo LED es mayor que los demás y parpadea
cuando el sistema está siendo calibrado por el software de
calibración del PC. También parpadea cuando la unidad está enviando
o recibiendo comunicación GSM externa. El LED también funciona como
un pulsador y reinicializa el sistema si se mantiene pulsado durante
5 segundos.
\vskip1.000000\baselineskip
Todos los módulos en el sistema están
interconectados a través de un bus industrial de tipo CAN. Este bus
se usa cuando el operario quiere calibrar las unidades. Antes de la
calibración del módulo, se conecta un PC con el software de
calibración al bus CAN.
Cuando se inicia el software, éste se comunica
con todos los módulos en el bus CAN y proporciona a cada módulo un
número de ID único. Este número de ID se usará en todos los futuros
mensajes hacia y desde el módulo específico.
El bus CAN también se usa cuando un módulo A
quiere operar el interruptor o disparador de la red de energía. La
operación requiere potencia suministrada por el bus de sistema y
minimizar el consumo de potencia durante la interrupción, o disparo,
sólo se permite a un módulo A operar el interruptor en un momento
dado. Esto se garantiza mediante un "testigo de interruptor".
El testigo lo tiene el módulo B durante la operación habitual, y
cuando un módulo A quiere operar el interruptor pide el testigo. Si
el módulo B tiene el testigo, le da el testigo al módulo A que lo
está pidiendo. El módulo A devuelve el testigo al módulo B cuando ha
realizado la interrupción.
Finalmente el bus CAN se usa por el módulo para
comunicarse con el módulo C. Toda la información que debe enviarse a
la central de datos se envía en forma de mensajes sobre el bus CAN
al módulo C. Todos los mensajes enviados desde la central de datos
los recibe el módulo C y los reenvía al módulo correcto usando el
bus CAN. Estos mensajes CAN se decodifican y el módulo realiza la
acción solicitada por la central de datos. La central de datos puede
solicitar las mediciones actuales del módulo, puede solicitar el
estado del interruptor y puede solicitar un cambio del estado del
interruptor.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo B tiene una estructura modular según
se visualiza en la figura 60
\vskip1.000000\baselineskip
La recogida de datos se realiza muestreando la
entrada proporcionada por el hardware. Cada canal de entrada se
muestrea 32 veces durante un periodo de 20 ms. Los datos se guardan
de una manera estructurada que permite un tratamiento posterior de
los datos. Se hace referencia a la figura 61.
El módulo tiene un temporizador interno que
garantiza que se ha realizado el muestreo en cada una de las tres
líneas de tensión exactamente 32 veces cada periodo de 20 ms. Cada
muestra se almacena para usarse más tarde. Esto da como resultado 96
muestras con 625 nanosegundos entre dos muestras en la misma línea.
Cada valor de muestra se compara con la referencia cero predefinida
y si el valor de muestra está por debajo de la referencia, se
almacena el número de muestra de la muestra previa. Las dos
siguientes muestras de esa línea se comparan con la referencia y, si
una de ellas no está por debajo de la referencia cero, se
reinicializan el número de muestra y la detección. Esto se hace para
evitar la detección de "falsos" cruces por cero debido a una
distorsión de hardware. La figura 62 es una representación gráfica
de los datos teóricos recogidos de una de las tres líneas.
Una vez transcurrido un periodo de 20 ms
completo, se calculan las tensiones (U) verdaderas basándose en los
datos recogidos. Las fórmulas se describen a continuación:
Las diversas constantes usadas en los cálculos
se describen en detalle en las siguientes secciones. Se hace
referencia a la figura 63.
El módulo B sólo se interesa por la tensión en
el lado de baja tensión del transformador (V_{2} en la figura 63)
y la siguiente cadena de fórmulas describe las etapas adoptadas para
calcular las tensiones fase-neutro y
fase-fase. La x pequeña en las fórmulas indica una
determinada línea (A, B o C).
\vskip1.000000\baselineskip
La línea en negrita en la figura 64 muestra la
tensión fase-neutro para la línea A.
El valor U_{x \ calc} es el promedio sin
procesar de los valores muestreados
La tensión fase-neutro se
calcula como
K_{Calibración} es un factor de calibración
hallado para cada línea durante la calibración (véase la sección
Calibración)
K_{Ganancia} es un factor definido por la
selección de ganancia actual del hardware (véase la sección
Ganancia).
\vskip1.000000\baselineskip
La línea en negrita en la figura 65 muestra la
tensión fase-fase entre la línea A y B.
La siguiente fórmula se usa para calcular la
tensión fase-fase
\vskip1.000000\baselineskip
Durante la configuración del módulo, el módulo
debe calibrarse para garantizar mediciones correctas. El operario lo
hace usando un programa de calibración basado en PC. Un dispositivo
de calibración debe conectarse para realizar esta calibración.
Durante la calibración, el PC recoge la tensión, corriente y
diferencia de fase medidas proporcionadas por el módulo así como el
dispositivo de calibración. Tras recoger suficientes datos, el PC
calcula factores de calibración para la tensión.
La figura 66 visualiza los datos de
calibración.
\vskip1.000000\baselineskip
Los factores de tensión se calculan usando las
siguientes fórmulas:
\vskip1.000000\baselineskip
Con el fin de permitir la medición de un amplio
intervalo de tensiones sin perder precisión, el módulo usa un
mecanismo de ganancia. Este mecanismo contiene dos niveles de
ganancia para la medición de tensión. El módulo realiza una
evaluación en línea de los datos recogidos y ajusta los niveles de
ganancia en consecuencia. Esto garantiza la precisión más alta
posible en todo momento.
Las fórmulas generales usadas para el ajuste son
como sigue:
La constante K_{ganancia} que se usa en los
cálculos de tensión depende de la ganancia actualmente
seleccionada.
Preferiblemente se definen dos umbrales, un
porcentaje predefino bajo y uno alto.
\vskip1.000000\baselineskip
El análisis de datos se basa en los datos
recogidos. El módulo realiza supervisión de tensión en los datos
recogidos para determinar si se ha producido un estado de error en
la red de energía monitorizada, que deba notificarse a la central de
datos. Se hace referencia a la figura 67.
\vskip1.000000\baselineskip
Las tensiones se usan para determinar si se ha
producido una derivación de tensión.
\vskip1.000000\baselineskip
Si el módulo monitoriza el lado de baja tensión
del transformador, supervisa de manera constante el nivel de
tensión. Si el nivel de tensión supera ciertos límites especificados
por el operario, el módulo envía un mensaje de alarma a la central
de datos. Los siguientes tres límites se implementan en la
actualidad:
\vskip1.000000\baselineskip
Si el nivel de tensión medido supera este valor
durante un periodo de tiempo dado, el módulo envía una alarma de
"Alta tensión" a la central de datos.
\vskip1.000000\baselineskip
Si el nivel de tensión medido cae por debajo de
este valor durante un periodo de tiempo dado, el módulo envía una
alarma de "Baja tensión" a la central de datos.
\vskip1.000000\baselineskip
Si el nivel de tensión medido cae por debajo de
este valor durante un periodo de tiempo dado, el módulo envía una
alarma de "Sin tensión" a la central de datos.
La alarma de "sin tensión" puede inhibirse
si una corriente mínima ajustable por un usuario fluye en una o más
fases de una MT ???1 en la estación de energía eléctrica. La
finalidad es restringir la alarma a pérdidas locales de suministro
únicamente, por ejemplo a las debidas a protección de transformador
de MT disparado.
La figura 68 muestra los niveles de alarma.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo tiene varias entradas y salidas (E/S)
externas que pueden usarse para controlar el entorno circundante.
Estas E/S no tienen funciones predefinidas y por tanto pueden usarse
para cualquier finalidad general.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo monitoriza las dos entradas binarias
de manera constante.
Si se detecta un cambio en cualquiera de las
entradas, el módulo envía un mensaje a la central de datos. El
estado de ambas entradas se visualiza también en la interfaz
hombre-máquina del módulo (véase la sección
Comunicación)
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo proporciona a la central de datos la
opción de cambiar el estado de las salidas. Esto se realiza enviando
un mensaje al módulo. Cuando el módulo recibe el mensaje desde la
central de datos, cambia la salida en consecuencia. El estado de
ambas salidas se visualiza también en la interfaz
hombre-máquina del módulo (véase la sección
Comunicación).
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo monitoriza las dos entradas analógicas
de manera constante, una entrada de 4-20 mA y una
entrada de 0-5V. Pueden ajustarse niveles de alarma
y el valor real puede darse a petición.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo tiene una característica de
automantenimiento que garantiza el comportamiento correcto de manera
continua y en caso de defectos, los detecta y actúa de manera
inteligente según la gravedad del defecto. El estatus del módulo se
visualiza en la interfaz hombre-máquina y se
comunica al mismo tiempo a la central de datos. (véase la sección
comunicación). Se hace referencia a la figura 70.
\vskip1.000000\baselineskip
Las tensiones internas muestreadas se comprueban
frente a un conjunto de valores definidos por el operario. Si las
tensiones caen por debajo del valor se activa un evento de alarma.
La alarma se cancela cuando la tensión es significativamente
superior al disparador de baja tensión. La figura 71 muestra este
comportamiento.
\vskip1.000000\baselineskip
La temperatura muestreada se trata de manera
algo diferente a las tensiones. El operario define una "banda"
de temperatura que se acepta. Si la banda se incumple, se activará
la alarma, y la alarma se reinicializa cuando la temperatura vuelve
a estar significativamente dentro de la banda. La figura 72 muestra
este comportamiento.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo tiene una batería de reserva en todo
momento y controla la carga de esta batería desde el suministro
principal con un relé. Se realiza una comprobación de esta batería
en periodos predefinidos (una vez cada semana). La comprobación
deshabilita al cargador y el suministro principal durante un breve
momento, y monitoriza la descarga de la batería. Si la batería se
descarga demasiado rápido, se considera que la batería es
defectuosa. Esto cambia el estado del módulo a Mantenimiento y el
módulo envía un mensaje informando a la central de datos.
\vskip1.000000\baselineskip
Diferentes acciones en el software del módulo
pueden provocar eventos de error. Algunos de estos errores no son
críticos y pueden suceder ocasionalmente. Las estadísticas de estos
errores se recogen y si suceden con demasiada frecuencia o si sucede
un error crítico, se envía un mensaje a la central de datos y se
actualiza el estado del módulo.
\vskip1.000000\baselineskip
El estado del módulo cambia debido a errores y
por el funcionamiento normal del producto. El estado del módulo
determina cómo funciona el módulo. Hay cuatro estados.
\bullet Pasivo
\bullet Mantenimiento
\bullet Activo
\bullet Defecto
La figura 73 muestra los estados y las posibles
transiciones entre los estados.
Se entra en el estado Defecto cuando un
error impide el funcionamiento normal. Sólo un técnico de
mantenimiento puede cambiar de estado Defecto a estado Activo.
Se entra en el estado Mantenimiento
cuando se ha alcanzado un umbral de errores no críticos. Cuando se
está en el estado mantenimiento, todas las mediciones se realizan de
la manera habitual, pero el estado indica que es necesario un
mantenimiento manual para arreglar el problema antes de que se
vuelva crítico. Un técnico de mantenimiento cambia el módulo de
estado Mantenimiento a estado Activo.
El estado Activo es el estado normal
cuando el módulo está instalado, calibrado y funcionando de manera
normal. Los cambios desde el estado activo están causados por
errores o por un técnico.
El estado Pasivo es el estado al arrancar
un módulo no calibrado. Indica que el módulo necesita una
calibración. El estado del módulo cambia a Activo cuando se
calibra.
El estado del sistema actúa conjuntamente con la
interfaz hombre-máquina. (véase la sección
comunicación).
\vskip1.000000\baselineskip
La comunicación del módulo incluye dos
funciones:
1) Una interfaz hombre-máquina
(MMI) que está compuesta por 10 LED. Estos LED se usan para que el
estado actual del módulo sea visible para los operarios in
situ.
2) El módulo está conectado a un bus CAN. Esto
permite que el módulo se comunique con los demás módulos en el bus
CAN y con el PC cuando el módulo está siendo calibrado. Se hace
referencia a la figura 74.
\global\parskip0.870000\baselineskip
La interfaz hombre-máquina (MMI)
del módulo visualiza el estado actual de la unidad. La MMI se parece
a la figura 75.
La MMI contiene 10 LED que tienen las siguientes
funciones:
1-3)
Estos LED son verde, amarillo y rojo y
representan el estado de la unidad. Respectivamente representan
"Unidad OK", "Se necesita mantenimiento" y "Defecto de
la unidad"
4)
El cuarto LED muestra el estado de la salida
binaria 1. Si la salida es alta, el LED está encendido.
5)
El quinto LED no se usa en la actualidad.
6)
El sexto LED muestra el estado de la entrada
binaria 1. Si la entrada es alta, el LED está encendido.
7)
El séptimo LED muestra el estado de la salida
binaria 2. Si la salida es alta, el LED está encendido.
8)
El octavo LED no se usa en la actualidad.
9)
El noveno LED muestra el estado de la entrada
binaria 2. Si la entrada es alta, el LED está encendido.
10)
El décimo LED es mayor que los demás y parpadea
cuando el sistema está siendo calibrado por el software de
calibración del PC. También parpadea cuando la unidad está enviando
o recibiendo comunicación GSM externa. El LED también funciona como
un pulsador y reinicializa el sistema si se mantiene pulsado durante
5 segundos.
Todos los módulos en el sistema están
interconectados a través de un bus industrial de tipo CAN. Este bus
se usa cuando el operario quiere calibrar las unidades. Antes de la
calibración del módulo, se conecta un PC con el software de
calibración al bus CAN. Cuando se inicia el software, éste se
comunica con todos los módulos en el bus CAN y proporciona a cada
módulo un número de ID único. Este número de ID se usará en todos
los futuros mensajes hacia y desde el módulo específico.
El bus CAN también se usa cuando un módulo A
quiere operar el interruptor de la red de energía. La operación
requiere potencia y para minimizar el consumo de potencia durante la
interrupción, sólo se permite a un módulo A operar el interruptor en
un momento dado. Esto se garantiza mediante un "testigo de
interruptor". El testigo lo tiene el módulo B durante la
operación habitual, y cuando un módulo A quiere operar el
interruptor pide el testigo. Si el módulo B tiene el testigo, le da
el testigo al módulo A que lo está pidiendo. El módulo A devuelve el
testigo al módulo B cuando ha realizado la interrupción.
Finalmente el bus CAN se usa por el módulo para
comunicarse con el módulo C. Toda la información que debe enviarse a
la central de datos se envía en forma de mensajes sobre el bus CAN
al módulo C. Todos los mensajes enviados desde la central de datos
los recibe el módulo C y los reenvía al módulo correcto usando el
bus CAN. Estos mensajes CAN se decodifican y el módulo realiza la
acción solicitada por la central de datos. La central de datos puede
solicitar las mediciones actuales del módulo, puede solicitar el
estado del interruptor y puede solicitar un cambio del estado del
interruptor.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo C funciona como un puente entre la
central de datos y los demás módulos en el sistema. Esto se muestra
en la figura 76.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo funciona como un puente entre los
demás módulos y la central de datos. Este puente consiste en dos
funciones
1) Recepción y codificación de mensajes
recibidos sobre el bus CAN desde otros módulos y envío de los mismos
a la central de datos.
2) Recepción y decodificación de mensajes desde
la central de datos y reenvío de estos mensajes a los otros módulos
a través del bus CAN. Se hace referencia a la figura 77.
El módulo está conectado a otros módulos de tipo
A y B a través del bus CAN. Estos otros módulos envían mensajes CAN
al módulo C cuando quieren comunicarse con la central de datos. Dado
que los datos para la central de datos consisten a menudo en más
información de la que puede incluirse en un mensaje CAN, el módulo C
se encarga de reunir los mensajes CAN y envía la información cuando
se han recibido todos los datos. El mensaje puede enviarse a la
central de datos usando cualquiera de las diversas normas de
comunicación, incluyendo SMS y GPRS.
\vskip1.000000\baselineskip
La central de datos envía mensajes al módulo C
usando cualquiera de varias normas de comunicación, incluyendo SMS y
GPRS. Al recibir el mensaje, el módulo lo decodifica y lo divide en
varios mensajes CAN. Estos mensajes CAN se envían al módulo de tipo
A o B apropiado sobre el bus CAN. El mensaje puede enviarse a la
central de datos usando cualquiera de varias normas de comunicación,
incluyendo SMS, GPRS.
\vskip1.000000\baselineskip
La interfaz hombre-máquina (MMI)
del módulo visualiza el estado actual de la unidad. La MMI se parece
a la figura 78.
La MMI incluye 10 LED que tienen las siguientes
funciones:
1-3)
Estos LED son verde, amarillo y rojo y
representan el estado de la unidad. Respectivamente representan
"Unidad OK", "Se requiere mantenimiento" y "Defecto de
unidad"
4-6)
Estos tres LED no se usan en la actualidad.
7)
El séptimo LED parpadea cuando se envían o
reciben mensajes externos.
8-9)
Estos dos LED no se usan en la actualidad.
10)
El décimo LED funciona como un pulsador y
reinicializa el sistema si se mantiene pulsado durante 5
segundos.
\global\parskip1.000000\baselineskip
A continuación se describe una implementación en
hardware del aparato según la presente invención, en lo sucesivo
denominado como módulo A. El documento describe las diferentes
demandas para las señales conectadas con el dispositivo.
El documento se divide en las siguientes
secciones.
- Demandas generales para el módulo.
- Demandas específicas para cada
entrada/salida.
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo A que se muestra en la figura 82 se
usa para medir la corriente, en 3 fases de MT al mismo tiempo. Cada
medición puede realizarse usando un sensor de fibra óptica de
efecto Faraday. En este documento este sensor se denominará como
un FFES.
El módulo tiene las siguientes entradas y
salidas:
\bullet 3 x salidas de luz. Longitud de onda
eq. 620 nm.
\bullet 3 x entradas de luz. Longitud de onda
eq. 620 nm.
\bullet Una salida de 24V de C.C. para manejar
un relé externo.
\bullet 2 x entradas de 24V de C.C. Para
estatus de relé externo
\bullet Bus CAN usado para transmitir y
recibir datos entre unidades.
\bullet 3 x entradas de 12V de C.A. (R, S,
T).
\bullet 1 potencia analógica (24V de
C.C.).
\vskip1.000000\baselineskip
El módulo se alimenta con potencia analógica.
Esta línea de potencia es una potencia de 24V de C.C. conectada a
todas las unidades conectadas al sistema. Para comunicarse entre los
diferentes módulos, se usa un bus CAN. Una réplica de la tensión de
fase A, B y C se conecta al sistema a través de un sistema de 3x 12V
de C.A. La tensión de fase se usa para medir el ángulo y un cálculo
RMS. Estas señales se crean por el maestro al que se denomina módulo
B. En caso de fallos en los cables, el sistema puede conectarse o
desconectarse e interrumpir MT. Esto se realiza mediante una señal
de tensión de salida de 24V de C.C. Para detectar el estado de la
corriente del relé externo, están disponibles dos entradas de 24V de
C.C.
Para medir la corriente en una línea de potencia
de C.A., se usa un FFES mostrado en la figura 83. Este sensor usa
luz para indicar la magnitud de la corriente que recorre el cable.
Para esto está disponible una salida y una entrada de luz. La luz
usada debe tener una longitud de onda de 620 nm. El bloque de
suministro mostrado en la figura 84 es una unidad que suministra al
módulo potencia digital, y 2 referencias de tensión. Estas
referencias se diseñan para que sean precisas y no se vean afectadas
de manera significativa por cambios de temperatura. Las tensiones
que se usan son 2,048V y 4,096V.
Internamente en el sistema los módulos se
comunican a través de una red industrial CAN. La velocidad de
comunicación es de 125 kbps. Todas las órdenes están encapsuladas en
un único paquete CAN excepto para los mensajes SMS, que se
transmiten como varios paquetes CAN. El uC en el módulo B usa un
controlador can y una unidad de controlador can para efectuar la
comunicación. La unidad de controlador CAN mostrada en la figura 85
se usa para convertir datos de un bus SPI a un bus CAN.
Para proteger las E/S del bus CAN, se colocan
circuitos de protección en sus salidas. Este circuito de protección
protege el módulo frente a conexiones de hilo incorrectas, de ESD y
de sobreintensidad.
Un convertidor de nivel se usa para convertir
señales de nivel lógico en señales de bus CAN.
Para convertir un protocolo SPI en un protocolo
CAN, se usa un controlador CAN.
El bloque de E/S se usa para conectar con
señales externas. Para habilitar o deshabilitar un relé externo,
está disponible una salida de 24V de C.C. Esta salida puede
suministrar 12A de C.C. Para detectar el estado de la corriente del
interruptor están disponibles dos entradas de 24V C.C.
\vskip1.000000\baselineskip
Una línea de potencia de 24V de C.C. que puede
encenderse y apagarse.
\vskip1.000000\baselineskip
Dos entradas digitales de 24V de C.C.
Todas las E/S están protegidas frente a ESD y
sobreintensidad. Todas las E/S internas tienen filtros paso bajo de
primer orden para eliminar las altas frecuencias. Para encender y
apagar una salida de 24V de C.C., se usa un relé. Esto se hace para
garantizar que la salida de 24V de C.C. está físicamente
desconectada de la línea de potencia analógica. Las entradas de 24V
de C.C. se dividen galvánicamente para proteger los equipos
electrónicos. El bloque de E/S está conectado a las líneas de
potencia analógica para suministrar las señales de 24V de C.C.
Cada módulo tiene 3 módulos de fibra, cada uno
con las mismas especificaciones. Las E/S de fibra están conectadas
al FFES a través de 2 fibras ópticas. El diodo transmisor tiene una
salida de luz constante. Cuando la luz se envía a través del FFES,
la magnitud en su salida dependerá de la corriente que recorra el
cable. Una corriente constante ha de enviarse a través del diodo de
salida para hacer un desplazamiento mayor de cero. Cuando la
corriente en el cable es variable, la luz a través del FFES es
proporcionalmente variable.
La salida de fibra se usa para enviar luz a
través del FFES como se muestra en la figura 87. La luz debe tener
una salida de luz constante. Esto significa que la corriente a
través del diodo de luz debe ser constante.
La luz recibida desde el sensor mostrado en la
figura 88 se usa para detectar la magnitud de la corriente. Funciona
como un diodo detector, una mayor cantidad de luz es igual a una
mayor tensión hacia delante. Para alimentar el diodo y los filtros,
hay disponible potencia digital. Para cambiar la ganancia en los
amplificadores, se usan 4 entradas de control de ganancia. Los
amplificadores deben tener también referencias de 2,048V de C.C. y
4,096V de C.C.
La señal creada por el detector de fotodiodo se
envía a través de filtros antes de que pueda usarse.
Para medir la eficacia en los diodos de
transmisión y en el sensor, se mide el nivel de tensión de C.C. El
nivel de tensión de C.C. se compara con el nivel de tensión medido
cuando se calibró el sistema, es posible controlar el envejecimiento
del producto. La frecuencia de corte para el filtro es de 0,5
Hz.
Para medir la corriente y la fase sin la
componente de C.C. se usa un filtro paso alto de 10 Hz.
Para detectar la cantidad de armónicos en la
señal, debe usarse un filtro paso banda. El paso banda debe tener 2
áreas diferentes de trabajo. La primera pueden ser frecuencias de
200 Hz a 750 Hz para cables subterráneos. La segunda pueden ser de
600 Hz a 1600 Hz para líneas aéreas. Para cambiar el área debe haber
disponibles 2 entradas.
Para calcular la diferencia de fase entre la
corriente y la tensión en un cable de energía, deben medirse las 3
fases R, S y T. Un circuito de protección se coloca en las entradas
de 12V de C.A., para proteger de sobreintensidades y ESD. A
continuación debe estar presente un convertidor de nivel. Convierte
las señales de 12V de C.A. en tensiones que puede medir la CPU
principal. Un filtro debe insertarse para eliminar ruido superior a
50 Hz, antes de que la CPU principal pueda medir las fases. Los
filtros son 3 x filtros paso bajo de primer orden con un corta
frecuencia de corte de 3db a 500 Hz.
Para medir la temperatura interna en el módulo,
debe estar presente una resistencia NTC mostrada en la figura 89. Se
usa para detectar si la temperatura interna es demasiado alta. Si
éste es el caso, podría producirse un error fatal, y el sistema
podría eventualmente apagarse.
Para detectar si las tensiones analógicas y
digitales son correctas, la CPU principal mide el nivel de estas
señales. Antes de medirlas, tienen que convertirse a un nivel de
señal según se muestra en la figura 90.
El módulo debe tener algunas indicaciones sobre
su estado actual. Estas indicaciones sólo muestran la información
más vital. Esta información es:
\bullet Estado de suministro externo.
\bullet Estado de unidad.
\bullet Comunicación.
\bullet 3 x direcciones de cortocircuito.
Para reinicializar las indicaciones en los
diodos, debe estar presente un botón de reinicialización. No debe
poder tocarse este botón por error.
La CPU principal es el "cerebro" del
módulo. Maneja todas las E/S digitales y analógicas, y realiza todos
los cálculos. Se determina de antemano, que se usará un
microcontrolador formado por un microchip. Se selecciona un
dispositivo PIC18 porque tiene una alta velocidad y mucha memoria.
Para determinar cuántos pins se necesitan, hay que ver cuántas
entradas y salidas necesita, véase la figura 91.
Este documento describe las demandas generales
del maestro, en lo sucesivo denominado como módulo B. Describe las
diferentes demandas para las señales conectadas al dispositivo.
El documento se divide en las siguientes
secciones. Demandas generales para el módulo. Demandas específicas
para cada módulo interno.
El módulo B mostrado en la figura 92 es el
enlace entre los módulos internos y los módulos externos.
El módulo suministra a las demás unidades las
potencias correctas. La potencia analógica es una tensión de 24V de
C.C. Esta potencia se suministra desde una batería externa, y se
suministra a los demás módulos. El módulo B también suministra al
resto del sistema tres líneas de potencia de 12V de C.A. Se usan
para medir en relación con las líneas de potencia de 230V de
C.A.
El módulo B tiene varios canales de E/S. Estos
canales se usan para manejar señales entrantes y salientes
externas.
La potencia analógica, 3 x 12V de C.A. y el bus
CAN se usan en todos los módulos conectados al sistema. Esto
significa que estos bornes de salida deben multiplicarse por 2, de
modo que no se usen bornes dos veces (por ejemplo dos hilos en un
borne).
El bloque de potencia mostrado en la figura 93
funciona como una fuente de alimentación. Suministra la potencia al
resto del sistema. El bloque de potencia está conectado a una
batería externa que se recarga constantemente. Esto se realiza para
que el suministro sea lo más uniforme posible.
La tensión de la batería se envía a través de un
circuito de protección. Este circuito debe tener un fusible para
proteger frente a sobreintensidades. También tiene un circuito de
protección que elimina corrientes de fuga. La salida de este
circuito de protección se usa por los módulos que demandan potencia
en el maestro. Para suministrar a los módulos externos, la tensión
de la batería se envía directamente a una salida, desde la que puede
suministrarse a las unidades externas.
Para suministrar a los módulos de baja potencia
en el módulo B, la tensión de la batería se envía a través de otro
circuito de protección y un filtro. Esto se realiza para proteger el
sistema y eliminar ruido. Los módulos internos se alimentan mediante
potencia digital. Para crear la línea de potencia debe realizarse
una conversión de nivel de tensión. La salida del filtro se
convierte a un nivel de tensión inferior. Esto debe hacerse mediante
un convertidor de modo de conmutación C.C./C.C., para minimizar la
salida de calor, producida por la conversión. Para hacer la tensión
digital más uniforme, debe añadirse un regulador lineal al
convertidor.
Otra referencia de tensión debe usarse al medir
señales de C.A. Estas referencias se usan para detectar pasos por
cero. Se seleccionan en la mitad de las referencias de 4,096V, es
decir, 2,048V.
Internamente en el sistema los módulos se
comunican a través de una red industrial CAN. La velocidad de
comunicación es de 125 kbps. Todas las órdenes se encapsulan en un
único paquete CAN excepto para los mensajes SMS, que se transmiten
como varios paquetes CAN. El uC en el módulo B usa un controlador
can y una unidad de controlador can para realizar la comunicación.
La unidad de controlador CAN mostrada en la figura 94 se usa para
convertir datos de un bus SPI a un bus CAN.
Para proteger las E/S del bus CAN, se colocan
circuitos de protección en sus salidas. Este circuito de protección
protege el módulo frente a conexiones de hilo incorrectas, ESD y
sobreintensidad.
Se usa un convertidor de nivel para convertir
señales de nivel lógico en señales de bus CAN.
Para convertir un protocolo SPI en un protocolo
CAN, se usa un controlador CAN.
El bloque de E/S mostrado en la figura 95 se usa
para la conexión con señales externas. Para garantizar que la
temperatura pueda medirse de diferentes formas, debe haber
disponibles 2 entradas analógicas. Una entrada de
4-20 mA y una entrada de 0-5V de
C.C.
Para apagar la batería debe haber disponible una
salida. Para habilitar el cargador de la batería debe haber
disponible una salida.
Para garantizar las E/S necesarias usadas de 24V
de C.C., debe añadirse otra entrada digital de 24V de C.C.,
incluyendo 2 x salidas de 24V de C.C., que pueden encenderse y
apagarse.
Esto se suma a las siguientes entradas y
salidas:
\vskip1.000000\baselineskip
\bullet 2 x líneas de potencia de 24V de C.C.,
que pueden encenderse y apagarse mediante 2 relés.
\vskip1.000000\baselineskip
\bullet 2 x entradas digitales de 24V de
C.C.
\bullet Entrada analógica de
4-20 mA.
\bullet Entrada analógica de
0-5 V de C.C.
\vskip1.000000\baselineskip
Todas las E/S externas están protegidas frente a
ESD y sobreintensidad. Todas las entradas analógicas y digitales
internas tienen filtros paso bajo de primer orden para eliminar
altas frecuencias. Hay disponibles 5 E/S digitales y 2 entradas
analógicas en el microcontrolador que se usa. Para encender y apagar
una salida de 24V de C.C., debe usarse un relé. Esto se hace para
garantizar que la salida de 24V de C.C. está físicamente
desconectada de la línea de potencia analógica. Las entradas de 24V
de C.C. deben separarse galvánicamente para proteger los equipos
electrónicos.
Para medir una temperatura, están disponibles 2
entradas analógicas. La primera es una entrada de
4-20 mA. Esta entrada se separa galvánicamente de
los equipos electrónicos internos. También necesita una conversión
corriente a tensión. La segunda es una entrada de
0-5V de C.C. Ésta también se separa galvánicamente
de los equipos electrónicos internos.
El bloque de C.A. mostrado en la figura 96 crea
la señal de 12V de C.A. usada para las mediciones y los cálculos en
otros módulos. También crea una señal de C.A. que el módulo B puede
usar para mediciones de magnitud.
Las 3 x líneas de potencia de 230V de C.A. se
usan sólo para la medición, y no se usan para suministrar ningún
módulo. Las líneas A, B y C están todas conectadas a un módulo de
protección, para evitar cortocircuitos en las líneas de potencia de
230V de C.A. También tiene lugar una eliminación de potenciales
corrientes de fuga.
Las líneas de potencia de 230V de C.A. se
convierten en líneas de 12V de C.A. antes de usarse. Esto es también
una división galvánica. A continuación, las señales de 12V de C.A.
se pasan por otro circuito de protección. Este circuito protege
frente a sobreintensidad, si cualquiera de las líneas de 12V de C.A.
entra en cortocircuito. A continuación las líneas de potencia de 12V
de C.A. se pasan a través de un filtro paso bajo de primer orden,
con una frecuencia de corte de 3db a 500 Hz. La salida de este
filtro se usa por los demás módulos en el sistema.
La CPU principal trata todas las E/S digitales y
analógicas para el módulo B. Se determina de antemano que se usará
un microcontrolador formado por un microchip. Se selecciona un
dispositivo PIC18 debido a su alta velocidad y gran memoria, véase
la figura 97.
El objetivo de la parte que viene a continuación
es definir el protocolo de red para la comunicación entre los
diferentes módulos del proyecto DISCOS incluyendo la comunicación
con un sistema de servidor.
Las figuras 98 a 126 son vistas a modo de
diagrama de bloques esquemáticos de implementaciones de módulos
según se han descrito en otras partes del presente documento.
Las figuras 127 a 130 son vistas esquemáticas de
aspectos comentados en relación con un protocolo de comunicaciones
que se encuentra a continuación.
\vskip1.000000\baselineskip
El sistema DISCOS se comunica con el sistema de
servidor a través de un convertidor de protocolo (la unidad de
comunicación). El medio de comunicación entre el sistema de servidor
y el sistema DISCOS es transparente, por lo que puede implementarse
un nuevo medio de comunicación fácilmente intercambiando la unidad
de comunicación. Internamente, el sistema DISCOS se comunica a
través de una red CAN.
La red está construida como una red
maestro-esclavo distribuida con el servidor como
maestro. Se hace referencia a la figura 127.
\vskip1.000000\baselineskip
En la actualidad se elige mensajería SMS como
medio de comunicación, por lo que la unidad de comunicación está
equipada con un módem GSM. La unidad de comunicación es transparente
tanto para el sistema DISCOS como para el servidor, por lo que este
documento sólo considerará esto como un medio y como inicialización
y se realizan otras consideraciones en otras secciones del presente
documento.
\vskip1.000000\baselineskip
La red CAN DISCOS consiste en un maestro
primario, de 0 a 2 maestros secundarios, 0 a 8 unidades OPC. por
cada maestro y una unidad de comunicación.
Durante la instalación, la depuración de errores
y el arranque se conectará un PC a la red DISCOS. Se hace referencia
a la figura 128.
La figura proporciona en la parte derecha una
visión general de una configuración DISCOS típica en una
subestación.
\vskip1.000000\baselineskip
La red se direcciona con el ID de estación real
combinado con la celda que monitoriza la unidad real. El servidor
también hace un seguimiento del número de teléfono móvil para las
diferentes estaciones y del ID CAN para todas las unidades
instaladas en las estaciones.
El ID de estación, el número de teléfono móvil,
el ID de celda para las celdas monitorizadas y el ID CAN se
registran automáticamente en el servidor durante la instalación.
La imagen en el lado izquierdo muestra una
subestación equipada con 4 opc. DISCOS y un maestro DISCOS. La
unidad de comunicación no está en la imagen debido a que es
transparente para el servidor. Se hace referencia a la figura
129.
\vskip1.000000\baselineskip
La difusión para una subestación completa, todas
las unidades DISCOS conectadas en una unidad de comunicación, se
realiza ajustando el ID CAN a cero. Si se recibe un mensaje
difundido desde el servidor, no se comprueba el campo ID de celda en
el mensaje y todas las unidades conectadas responderán como si fuese
una petición ordinaria.
\vskip1.000000\baselineskip
El protocolo para el proyecto DISCOS implementa
la capa física, la capa de enlace de datos y la capa de aplicación.
Otras capas del modelo OSI no se consideran necesarias para esta
aplicación.
La implementación en el extremo del servidor no
se trata en este documento, aunque la implementación depende del
tamaño y el tipo del sistema de servidor.
\vskip1.000000\baselineskip
La capa física que lleva la comunicación entre
el servidor y los sistemas DISCOS se basa en mensajería SMS en la
primera generación del sistema DISCOS.
\vskip1.000000\baselineskip
La capa de enlace de datos maneja todos los
acuses de recibo entre el servidor y el sistema DISCOS.
Todos los paquetes desde el sistema DISCOS hacia
el servidor tienen que tener un acuse de recibo del servidor. Si no
se ha recibido un acuse de recibo en 2 minutos vuelve a transmitirse
el paquete otra vez. Esto se repite 3 veces antes de desechar el
paquete. La unidad de envío es responsable de la retransmisión y de
hacer un seguimiento de los diferentes acuses de recibo.
Todas las peticiones del servidor inician una
respuesta desde la unidad requerida, por lo que no es necesario un
acuse de recibo. El servidor también retransmite paquetes en caso de
que no haya respuesta 3 veces con 2 minutos de intervalo.
\vskip1.000000\baselineskip
La capa de aplicación se encarga de la
conversión de protocolo de mensajes del servidor a paquetes CAN y
viceversa. Esto se realiza debido al hecho de que un paquete CAN
sólo transporta 8 bytes de datos.
Todos los mensajes del servidor se vuelven a
empaquetar en la unidad de comunicación y en la unidad receptora.
Esto se describe adicionalmente en la descripción del protocolo CAN
DISCOS.
La capa de aplicación se encarga de la
comprobación y generación de direcciones al enviar y recibir
mensajes del servidor.
Por motivos de seguridad la unidad de
comunicación desecha mensajes de otros números de teléfono distintos
a los del sistema de servidor. Asimismo, todos los mensajes del
sistema DISCOS se envían a un número de teléfono específico. Es
posible cambiar los números de teléfono aprobados a través de la
interfaz TTY, a través de un canal GPRS y en algunas constelaciones
a través de la red CAN.
\vskip1.000000\baselineskip
Se usa CAN 2.0b como la plataforma básica para
la capa física. La velocidad de comunicación se ajusta a 125
kbps.
\vskip1.000000\baselineskip
La capa de red en el bus CAN sigue la norma CAN.
Esta capa se encarga de tratar los errores en caso de paquetes
defectuosos y también tratará conflictos del bus. La trama de
mensaje se describe en la norma CAN 2.0b. Se usan tramas de datos
extendidas.
\vskip1.000000\baselineskip
La capa de aplicación implementa todo el
tratamiento de la comunicación en cuanto a paquete de datos. Esto
incluye el tratamiento de órdenes. La capa de aplicación usa el ID y
la parte de datos de la trama extendida CAN 2.0b. Puede encontrarse
información sobre la trama extendida 2.0b en
http://www.kvaser.com/can/protocol/canprot1.htm.
\vskip1.000000\baselineskip
Todos los mensajes entre el servidor y el
sistema DISCOS se transfieren como datos binarios sin procesar o
caracteres ASCII. Todos los números se presentan como menor al
principio excepto las marcas de fecha y hora, que se presentan como
mayor al principio.
En términos generales, un mensaje de servidor no
debería borrarse antes de que se haya recibido un acuse de recibo o
una respuesta. Si no se ha recibido este ack o respuesta en 2 min.
el mensaje de servidor se retransmite. Un mensaje de alarma tiene
prioridad sobre un mensaje de respuesta, por tanto si se produce una
alarma y debe enviarse una respuesta a una petición, se borra la
respuesta y se transmite en su lugar la alarma. No hay cola de
mensajes, si se recibe un nuevo mensaje de petición antes de que se
haya tratado el anterior, no se procesa la nueva petición.
Tras la detallada descripción del protocolo se
expone una descripción de un escenario. Se hace para describir las
intenciones que subyacen a las diferentes órdenes/secuencias.
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\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
\newpage
Cambio de estatus de unidad en el servidor (por
ejemplo, registro). Una unidad DISCOS tiene 4 niveles funcionales
diferentes (Activo, Pasivo, Mantenimiento y Defecto). Estos niveles
indican el estatus de la unidad real y mantienen las unidades
alineadas con el registro en el sistema de servidor: Los diferentes
niveles se usan de la siguiente manera:
- Pasivo
- \circ
- Una unidad DISCOS es pasiva mientras no se haya realizado un proceso de registro (coincidencia) frente al servidor. O si se ha recibido un mensaje de cambio de modo (SERV15) desde el servidor. Una unidad sólo es pasiva durante la instalación o reconfiguración de la instalación. No se realiza medición mientras la unidad DISCOS es pasiva. Las unidades pasivas envían mensajes en vivo semanales (serv4) al servidor. Todas las unidades DISCOS se crean pasivas.
- Activo
- \circ
- La unidad DISCOS coincide y funciona con normalidad.
- Mantenimiento
- \circ
- La unidad DISCOS funciona pero se ha superado un umbral de mantenimiento por lo que la unidad requiere mantenimiento. El nivel Mantenimiento sólo puede cambiarse localmente por un técnico de mantenimiento. Se mantiene todavía el funcionamiento normal.
- Defecto
- \circ
- La unidad DISCOS es defectuosa. No se realiza medición mientras la unidad es defectuosa. El nivel Defecto sólo puede cambiarse localmente por un técnico de mantenimiento.
Los niveles se cambian según las actividades
mostradas en el gráfico en la figura 130.
La instalación de una unidad DISCOS requiere que
la presentación de la unidad en el servidor sea correcta. La
información del servidor y la configuración de la unidad se
sincronizan mediante el proceso de coincidencia.
\vskip1.000000\baselineskip
La coincidencia de la información del servidor y
la configuración de la unidad DISCOS se realiza de la siguiente
manera.
- DISCMAN es una herramienta de software de
configuración basada en PC, que se conecta a la bus DISCOS durante
la instalación y el mantenimiento.
\vskip1.000000\baselineskip
El ejemplo a continuación muestra una respuesta
a un "obtener estatus de celda" desde una celda de alimentador,
con una indicación de alarma de sobreintensidad antigua.
Todos los datos en el siguiente ejemplo se
representan en formato hexadecimal.
- \quad
- 21373431303031203136333707203337363402BF01030A1B1737800258024E0268
- \quad
- 67687A036F02BC02C40478054246462D00FFF7002D2D2D2D464C445F3337363 44152454C41594F504E412 D 52454C4159434C4F492D1 Eh.
Los colores se usan sólo como separadores de
campo.
\vskip1.000000\baselineskip
La CAN DISCOS se basa en mensajería CAN
extendida, Un mensaje consiste en un campo de ID de 29 bits, un
campo de datos de 8 bytes y tramas. La estructura de la orden usa el
campo de ID y el campo de datos. La capa de red maneja todas las
tramas.
El ID de mensaje consiste en una parte de 11
bits y una parte de 18 bits que se dividirá en 5 partes.
\vskip1.000000\baselineskip
Define el tipo de mensaje y establece la
prioridad. Cuanto menor sea el número mayor será la prioridad
- 0001:
- Mensaje de alarma externa
- 0011:
- Mensajes de configuración de ID de unidad
- 0101:
- Mensaje de alarma interna
- 0111:
- Mensaje de arranque
- 1000:
- Mensaje de funcionamiento normal
- 1001:
- Mensaje de calibración
- 1010:
- Mensajes de datos
- 1011:
- Mensaje de depuración de errores
\vskip1.000000\baselineskip
El ID de la unidad receptora.
- 0:
- difunde a todas las unidades
- 1:
- PC
- 2:
- reservado para uso futuro
- 3:
- Unidad de comunicación
- 4-126:
- Otras unidades
- 127:
- unidad no configurada
\vskip1.000000\baselineskip
Las órdenes se describen en la sección de
órdenes CAN más adelante.
\vskip1.000000\baselineskip
- 1:
- PC
- 2:
- reservado para uso futuro
- 3:
- Unidad de comunicación
- 4-126:
- Otras unidades
\vskip1.000000\baselineskip
Bits con función especial con la siguiente
codificación:
\vskip1.000000\baselineskip
Reservado para uso futuro.
\newpage
Bit de final de texto (ETX). Se usa para indicar
que este paquete es el último paquete en la serie. Un ejemplo podría
ser transmitir un mensaje de servidor. Esto implica varios mensajes
CAN antes de que se haya transmitido el mensaje de servidor completo
a la unidad de comunicación. En el último paquete, el bit ETX estará
ajustado y la unidad de comunicación transmite automáticamente el
mensaje de servidor. Si no se recibe el mensaje completo en 5
segundos, el paquete se considera corrupto y por tanto se desecha. A
continuación se gestionan retransmisiones de mensajes de
servidor.
- -0-:
- Mensaje forma parte de una serie de mensajes y no es el último.
- -1-:
- Mensaje o bien es un mensaje único o bien el último de una serie.
\vskip1.000000\baselineskip
- - -0:
- Mensaje no es una petición remota.
- - -1:
- Mensaje es una petición remota. El destinatario debe responder con los datos apropiados.
\vskip1.000000\baselineskip
La tabla de órdenes se describe en
DISCOS_Protocol.xls.
A continuación se dan un par de escenarios que
se describen para mostrar la intención de algunas de las
órdenes.
\vskip1.000000\baselineskip
Todas las unidades nuevas que vayan a conectarse
al bus tienen un ID 127. Una vez conectada una nueva unidad, debe
configurarse y a continuación registrarse en el servidor. Esto se
hace usando el programa de configuración DISCMAN. DISCMAN asigna un
nuevo ID a la unidad. Éste ID debe ser único en el bus. Se da una
alerta al operario desde el DISCMAN si se descubre un conflicto de
ID.
La reasignación de un ID adoptará las siguientes
etapas:
- 1.
- PC envía un mensaje en el bus, preguntando si alguna unidad tiene el ID 127.
- 2.
- Si una unidad tiene el ID 127, responderá con un mensaje. Este mensaje contendrá el número de serie único de la unidad en el campo de ID de 18 bits. Si más unidades tienen el ID 127, la unidad con el número de serie más bajo ganará el arbitraje.
- 3.
- El PC recibe el mensaje que contiene el número de serie. El PC enviará entonces un nuevo mensaje. Este mensaje contendrá el número de serie único de la unidad que responde y el nuevo ID en el campo de datos.
- 4.
- La unidad con el número de serie en el campo de datos cambiará su ID al ID recibido en el campo de datos.
\vskip1.000000\baselineskip
Estas cuatro etapas se iterarán siempre que una
unidad responda al mensaje del PC en la etapa 1.
Durante el uso normal, los conflictos de ID sólo
se comprueban en el extremo del servidor. Esto se realiza comparando
los mensajes de las unidades frente a la base de datos del
servidor.
\vskip1.000000\baselineskip
Enviar o recibir un mensaje de servidor requiere
varios paquetes CAN por cada mensaje de servidor, mientras que un
mensaje CAN sólo incluye 8 bytes de datos.
Todos los mensajes de servidor tienen una
prioridad alta, por lo que su tipo de mensaje es alarma externa.
La unidad de comunicación vuelve a cargar los
paquetes de la red CAN en el servidor y viceversa. La unidad de
comunicación no comprueba los datos recibidos en busca de errores de
formateo o de sumas de comprobación, esto se hace en el servidor o
en la unidad DISCOS real.
En el ejemplo a continuación se envía el mismo
mensaje de servidor en ambas direcciones en el sistema.
\vskip1.000000\baselineskip
A continuación se proporciona una sección de la
tabla de órdenes que se refiere a mensajes de servidor.
- Tipo:
- 0001
- Destinatario:
- iiiiiii
- Emisor:
- iiiiiii
\vskip1.000000\baselineskip
Al enviar un mensaje de servidor, el primer
mensaje CAN en el paquete completo debe retardarse 250 ms veces el
ID CAN de la unidad emisora. Esto se hace para evitar un
desbordamiento de la memoria intermedia en difusiones y situaciones
de múltiples alarmas. Un retardo entre cada mensaje CAN de como
mínimo 30 ms también se requiere.
\vskip1.000000\baselineskip
Todos los mensajes de la unidad DISCOS al
servidor necesitan un acuse de recibo, por lo que la unidad
transmisora siempre retransmitirá el mensaje tras el periodo de
tiempo de espera. Si se envían 3 mensajes sin bit ETX en 10 minutos,
la unidad de comunicación genera automáticamente un mensaje serv14
(véase la sección con órdenes del servidor para una descripción
adicional). Los mensajes entre el servidor y las unidades DISCOS
siempre necesitan una respuesta, por lo que el emisor siempre
retransmitirá el mensaje tras el periodo de tiempo de espera.
\vskip1.000000\baselineskip
Las alarmas siempre tienen prioridad con
respecto a las peticiones. Si se produce un evento de alarma
mientras se está respondiendo a una petición, el mensaje de petición
se envía incompleto. La unidad DISCOS real fuerza la transmisión
incompleta del mensaje enviando un paquete vacío con el bit ETX
ajustado a la unidad de comunicación. El servidor se encarga de
retransmitir la petición tras el tiempo de espera. Si se produce una
alarma durante el tratamiento de una alarma previa, la última alarma
se ignora.
\vskip1.000000\baselineskip
El reloj de sistema tiene que sincronizarse con
frecuencia. El maestro DISCOS primario se encarga de peticiones de
sincronización de reloj (NOP_SYNC_CLK) una vez al día. Todas las
unidades solicitan una sincronización de reloj al encenderse. Al
encenderse, toda unidad inicializa el reloj en 00.00
9/9-99. Cada unidad debe solicitar la sincronización
del reloj cada 15 minutos tras el encendido. El maestro DISCOS
primario debe solicitar la sincronización de reloj tras 10
minutos.
El reloj en la unidad de comunicación se
inicializa en 00.00 1/1-70 al encenderse. Al
encenderse, la unidad de comunicación sincroniza el reloj con el
reloj de la red y difunde el reloj en la red DISCOS
(NOP_SET_CLK).
A continuación se proporciona una sección de la
tabla de órdenes que se refiere a la sincronización de reloj.
\vskip1.000000\baselineskip
Como se ha descrito, el sensor de fibra óptica
de efecto Faraday crea sólo una medición de punto, cuando se coloca
el sensor en un conductor. Esto significa que la forma del campo B,
la distancia desde el inductor y campos magnéticos desde inductores
cercanos tiene una influencia en el campo B que pasa a través de la
barra de vidrio del sensor. Si la calibración in situ se
realiza sólo en un inductor, el sensor compensa con posterioridad la
diferente forma del campo B y la distancia desde el inductor y la
influencia desde otros inductores, si están equilibrados. Si no
están equilibrados, la señal archivada por el sensor puede cambiar
debido al hecho de que la corriente es estable en el inductor. Para
compensar la inductancia mutua, la calibración debe realizarse en
las tres fases al mismo tiempo. Al comparar la señal medida en todos
los sensores de efecto Faraday y en los tres sistemas de medición
ajenos, es posible determinar una matriz 3x3 con constantes de
compensación. Esta invención ofrece la posibilidad de montar un
sencillo sensor de punto y aun así compensar la señal frente a la
inductancia mutua de otros inductores. Esto sólo es válido si los
inductores se usan en la calibración y se fijan mecánicamente.
La corriente y el ángulo de fase de los tres
inductores medidos por un sistema de calibración pueden describirse
como sigue.
El campo B magnético desde los tres inductores
puede describirse como sigue.
La corriente en uno de los tres inductores puede
describirse con un valor real y uno imaginario como se describe a
continuación.
Si las constantes se conocen, es posible con la
ecuación mostrada anteriormente calcular la corriente que recorre el
inductor específico. Las constantes pueden determinarse en la matriz
3x3 mostrada a continuación durante la calibración.
La ecuación se resuelve como 3 ecuaciones con
tres variables desconocidas. Esta invención ofrece la ventaja de
medir la corriente en líneas no equilibradas, durante situación de
cortocircuito en una de las líneas:
\vskip1.000000\baselineskip
- 1.
- Un dispositivo de medición de corriente eléctrica, que comprende:
- una carcasa que define un primer extremo abierto y un segundo extremo abierto opuesto a dicho primer extremo abierto,
- un primer medio de estanqueidad que tiene una abertura, teniendo dicho primer medio de estanqueidad una configuración geométrica global que corresponde a la configuración geométrica global de dicho primer extremo abierto de dicha carcasa, comprendiendo además dicho primer medio de estanqueidad una abertura adaptada para alojar una primera fibra óptica,
- un primer medio de fijación para fijar dicha primera fibra óptica,
- una primera lente óptica que tiene una parte de alojamiento adaptada para alojar dicho primer medio de fijación para montar dicha primera fibra óptica en continuación óptica con dicha primera lente óptica, estando montada dicha primera lente óptica en dicha carcasa,
- un primer filtro de polarización montado en dicha carcasa en continuación óptica con dicha primera lente óptica,
- una barra de vidrio alojada en y encapsulada dentro de dicha carcasa en continuación óptica con dicho primer filtro de polarización, estando construida dicha barra de vidrio de un material que tiene propiedades magnetoópticas,
- un segundo filtro de polarización montado en dicha carcasa en continuación óptica con dicha barra de vidrio,
- una segunda lente óptica montada en dicha carcasa en continuación óptica con dicho segundo filtro de polarización, estando adaptada dicha segunda lente óptica para alojar un segundo medio de fijación,
- un segundo medio de fijación para fijar una segunda fibra óptica, estando alojado dicho segundo medio de fijación en dicha segunda lente óptica,
- un segundo medio de estanqueidad para sellar dicho segundo extremo de dicha carcasa, teniendo dicho segundo medio de estanqueidad una abertura para alojar una segunda fibra óptica, estando montado dicho segundo medio de estanqueidad en dicho segundo extremo de dicho extremo de carcasa, y
- una primera y una segunda tapa adaptadas para fijarse a dicho primer y segundo extremo, respectivamente, de dicha carcasa, incluyendo dicha primera y segunda tapa una abertura para alojar dicha primera y segunda fibra óptica respectivamente.
- 2.
- Un dispositivo de medición de corriente eléctrica según el punto 1, en el que:
- dicho primer y dicho segundo filtros de polarización están montados en relación sustancialmente paralela, estando los planos de polarización de dicho primer filtro de polarización y de dicho segundo filtro de polarización girados 45º, respectivamente.
- 3.
- Un dispositivo de medición de corriente eléctrica según cualquiera de los puntos anteriores, en el que dicha barra de vidrio está hecha de SF6.
- 4.
- Un dispositivo de medición de corriente eléctrica según cualquiera de los puntos anteriores, en el que dicha carcasa está hecha de un material que muestra falta de transparencia óptica en el intervalo de al menos 400 nm a 1000 nm.
- 5.
- Un dispositivo de medición de corriente eléctrica según cualquiera de los puntos anteriores, en el que dicha carcasa está hecha de Ulterm, alternativamente Peek.
- 6.
- Un dispositivo de medición de corriente eléctrica según cualquiera de los puntos anteriores, en el que dicho dispositivo de medición de corriente comprende además:
- una ranura en dicha carcasa, estando formada dicha ranura en dicha carcasa y teniendo una anchura correspondiente a la longitud de dicha barra de vidrio montada en dicha carcasa, alternativamente, estando adaptada dicha ranura para alojar un conductor eléctrico.
- 7.
- Un dispositivo de medición de corriente eléctrica según cualquiera de los puntos anteriores, comprendiendo además dicho dispositivo de medición de corriente:
- al menos un ala que se extiende desde dicha carcasa, permitiendo dicha ala montar dicha carcasa en un conductor eléctrico alargado.
- 8.
- Un sistema para medir corriente de alta tensión en un conductor eléctrico, comprendiendo dicho sistema:
- una fuente de luz, siendo dicha fuente de luz una fuente de luz basada en LED, alternativamente una fuente de luz incandescente,
- un primer conducto óptico que es una primera fibra óptica, conduciendo dicho primer conducto óptico luz emitida desde dicha fuente de luz,
- un dispositivo óptico de medición de corriente eléctrica que comprende:
- una carcasa que define un primer extremo abierto y un segundo extremo abierto opuesto a dicho primer extremo abierto,
\newpage
- un primer medio de estanqueidad que tiene una abertura, teniendo dicho primer medio de estanqueidad una configuración geométrica global que corresponde a la configuración geométrica global de dicho primer extremo abierto de dicha carcasa, comprendiendo además dicho primer medio de estanqueidad una abertura adaptada para alojar dicha primera fibra óptica,
- un primer medio de fijación para fijar dicha primera fibra óptica,
- una primera lente óptica que tiene una parte de alojamiento adaptada para alojar dicho primer medio de fijación para montar dicha primera fibra óptica en continuación óptica con dicha primera lente óptica, estando montada dicha primera lente óptica en dicha carcasa,
- un primer filtro de polarización montado en dicha carcasa en continuación óptica con dicha primera lente óptica,
- una barra de vidrio alojada en y encapsulada dentro de dicha carcasa en continuación óptica con dicho primer filtro de polarización, estando construida dicha barra de vidrio de un material que tiene propiedades magnetoópticas,
- un segundo filtro de polarización montado en dicha carcasa en continuación óptica con dicha barra de vidrio,
- una segunda lente óptica montada en dicha carcasa en continuación óptica con dicho segundo filtro de polarización, estando adaptada dicha segunda lente óptica para alojar un segundo medio de fijación,
- un segundo medio de fijación para fijar una segunda fibra óptica, estando alojado dicho segundo medio de fijación en dicha segunda lente óptica,
- un segundo medio de estanqueidad para sellar dicho segundo extremo de dicha carcasa, teniendo dicho segundo medio de estanqueidad una abertura para alojar una segunda fibra óptica, estando montado dicho segundo medio de estanqueidad en dicho segundo extremo de dicho extremo de carcasa, y una primera y una segunda tapa adaptadas para fijarse a dicho primer y segundo extremo, respectivamente, de dicha carcasa, incluyendo dicha primera y segunda tapa una abertura para alojar dicha primera y segunda fibra óptica respectivamente, recibiendo dicho dispositivo óptico de medición de corriente eléctrica dicha luz desde dicho primer conducto óptico,
- un segundo conducto óptico que es dicha segunda fibra óptica, recibiendo dicho segundo conducto óptico dicha luz emitida desde dicho dispositivo óptico de medición de corriente eléctrica,
- un medio de detección para detectar dicha luz emitida desde dicho segundo conducto óptico y convertir dicha luz recibida en una señal eléctrica,
- un medio de procesamiento para procesar dicha señal eléctrica desde dichos medios de detección para determinar dicha corriente de alta tensión en dicho conductor eléctrico,
- un sistema de medición de corriente para realizar mediciones de calibración para dicho sistema, y
- un primer medio de comunicaciones.
- 9.
- Un sistema para medir corriente de alta tensión en conductores eléctricos según el punto 8, comprendiendo además dicho sistema:
- un ordenador conectado a un segundo medio de comunicación, estando ubicado dicho ordenador en una ubicación central, e incluyendo dicho ordenador una interfaz para comunicar el estatus de un sistema para medir corriente de alta tensión en conductores eléctricos a un operario.
- 10.
- Un sistema para medir corriente de alta tensión en conductores eléctricos según el punto 8, en el que:
- dicho primer y segundo medio de comunicación es una red de comunicaciones, tal como Internet, una red de área local, una red de área local inalámbrica, una red de área amplia, una red de área global o una red de teléfono pública de conmutador, alternativamente dicho primer y dicho segundo medio de comunicación están constituidos por una red inalámbrica fija.
- 11.
- Un procedimiento para medir corriente de alta tensión en conductores eléctricos, comprendiendo dicho procedimiento:
- proporcionar una fuente de luz, siendo dicha fuente de luz una fuente de luz basada en LED, alternativamente una fuente de luz incandescente,
- proporcionar un primer conducto óptico que es una primera fibra óptica, condiciendo dicho primer conducto óptico luz emitida desde dicha fuente de luz,
- proporcionar un dispositivo óptico de medición de corriente eléctrica que comprende:
- una carcasa que define un primer extremo abierto y un segundo extremo abierto opuesto a dicho primer extremo abierto,
- un primer medio de estanqueidad que tiene una abertura, teniendo dicho primer medio de estanqueidad una configuración geométrica global que corresponde a la configuración geométrica global de dicho primer extremo abierto de dicha carcasa, comprendiendo además dicho primer medio de estanqueidad una abertura adaptada para alojar dicha primera fibra óptica,
- un primer medio de fijación para fijar dicha primera fibra óptica,
- una primera lente óptica que tiene una parte de alojamiento adaptada para alojar dicho primer medio de fijación para montar dicha primera fibra óptica en continuación óptica con dicha primera lente óptica, estando montada dicha primera lente óptica en dicha carcasa,
- un primer filtro de polarización montado en dicha carcasa en continuación óptica con dicha primera lente óptica,
- una barra de vidrio alojada en y encapsulada dentro de dicha carcasa en continuación óptica con dicho primer filtro de polarización, estando construida dicha barra de vidrio de un material que tiene propiedades magnetoópticas,
- un segundo filtro de polarización montado en dicha carcasa en continuación óptica con dicha barra de vidrio,
- una segunda lente óptica montada en dicha carcasa en continuación óptica con dicho segundo filtro de polarización, estando adaptada dicha segunda lente óptica para alojar un segundo medio de fijación,
- un segundo medio de fijación para fijar una segunda fibra óptica, estando alojado dicho segundo medio de fijación en dicha segunda lente óptica,
- un segundo medio de estanqueidad para sellar dicho segundo extremo de dicha carcasa, teniendo dicho segundo medio de estanqueidad una abertura para alojar una segunda fibra óptica, estando montado dicho segundo medio de estanqueidad en dicho segundo extremo de dicho extremo de carcasa, y
- una primera y una segunda tapa adaptadas para fijarse a dicho primer y segundo extremo, respectivamente, de dicha carcasa, incluyendo dicha primera y segunda tapa una abertura para alojar dicha primera y segunda fibra óptica respectivamente,
- recibiendo dicho dispositivo óptico de medición de corriente eléctrica dicha luz desde dicho primer conducto óptico,
- un segundo conducto óptico que es dicha segunda fibra óptica, recibiendo dicho segundo conducto óptico dicha luz emitida desde dicho dispositivo óptico de medición de corriente eléctrica,
- proporcionar un medio de detección para detectar dicha luz emitida desde dicho segundo conducto óptico y convertir dicha luz recibida en una señal eléctrica,
- proporcionar un medio de procesamiento para procesar dicha señal eléctrica desde dichos medios de detección,
- proporcionar un sistema de medición de corriente para realizar mediciones de calibración para dicho sistema, y
- proporcionar un primer medio de comunicaciones.
- 12.
- Un procedimiento según el punto 11, comprendiendo además dicho procedimiento:
- proporcionar un ordenador conectado a un segundo medio de comunicación, estando ubicado dicho ordenador en una ubicación central, e incluyendo dicho ordenador una interfaz para comunicar el estatus de un sistema para medir corriente de alta tensión en conductores eléctricos a un operario.
\newpage
- 13.
- Un procedimiento según el punto 11, en el que:
- dicho primer y segundo medio de comunicación es una red de comunicaciones, tal como Internet, una red de área local, una red de área local inalámbrica, una red de área amplia, una red de área global o una red de teléfono pública de conmutador, alternativamente dicho primer y dicho segundo medio de comunicación están constituidos por una red inalámbrica fija.
- 14.
- Un procedimiento para calibrar un sistema para medir corriente de alta tensión en conductores eléctricos, comprendiendo dicho procedimiento:
- proporcionar un conductor eléctrico que lleva corriente de alta tensión,
- proporcionar una fuente de luz,
- proporcionar un primer conducto óptico que define un primer y un segundo extremo opuesto, estando conectada dicha fuente de luz a dicho primer extremo de dicho primer conducto óptico, emitiendo dicha fuente de luz a dicho primer conducto óptico,
- proporcionar un dispositivo de medición de corriente de Faraday que define un primer y un segundo extremo opuesto, estando conectado dicho primer extremo de dicho dispositivo de medición de corriente de Faraday a dicho segundo extremo de dicho primer conducto óptico, recibiendo dicho dispositivo de medición de corriente de Faraday dicha luz desde dicho primer conducto óptico,
- proporcionar un segundo conducto óptico, que define un primer y un segundo extremo opuesto, estando conectado dicho primer extremo a dicho segundo extremo de dicho dispositivo de medición de corriente de Faraday,
- proporcionar un medio óptico de detección para convertir dicha luz en una señal eléctrica, estando conectado dicho medio óptico de detección a dicho segundo extremo de dicho segundo conducto óptico,
- proporcionar un sistema de medición de corriente que realiza una medición de la corriente en dicho conductor eléctrico,
- realizar dicha medición de dicha corriente eléctrica en dicho conductor eléctrico, calculando dicho sistema para medir corriente de alta tensión en conductores eléctricos una constante de calibración,
- retirar dicho sistema de medición de corriente.
15. Un procedimiento según el punto 14,
comprendiendo además dicho procedimiento:
- volver a calcular dicho sistema para medir corriente de alta tensión en conductores eléctricos de manera periódica, alternativamente de manera no periódica, dicha constante de calibración midiendo las componentes de C.A. y de C.C. de dicha señal eléctrica.
- 16.
- Un procedimiento según cualquiera de los puntos 14 ó 15, comprendiendo además dicho procedimiento las etapas de determinar inicialmente la componente de C.C. de dicha señal óptica, a continuación determinar de manera periódica la componente de C.C. de dicha señal óptica, determinar la componente de C.A. real multiplicando la componente de C.A. medida por la relación de dicha componente de C.C. inicialmente determinada y dicha componente de C.C. determinada de manera periódica.
- 17.
- Un procedimiento según cualquiera de los puntos 14 ó 15, en el que dicho dispositivo de medición de corriente de Faraday es un dispositivo según cualquiera de los puntos 1 a 7.
ANEXO
A
IC1
Conectores
Conectores.sch
ReléInOff
ReléInOn
ReléSalida
Vin
FaseL1
FaseL2
FaseL3
CANH
CANAL
LEDD1
LEDD2
LEDD3
LEDD4
LEDD5
LEDD6
LEDD7
LEDD8
LEDD9
LEDBLUE
ReinicializarBIN
Vref2.048
CorrienteL1-
CorrienteL2-
CorrienteL3-
DiodoCorriente
IC 2
Fuente de alimentación
suministro.sch
Vin
Vref2.048
Vref4.096
ReinicializarBTN
IC3
controlador busCAN CAN.sch
CANL
CANH
SDO
Claims (7)
1. Un sistema de monitorización para detectar
derivaciones a tierra en una red de suministro de energía eléctrica
que comprende,
una pluralidad de dispositivos (100) de
monitorización montados en varias ubicaciones de monitorización,
incluyendo cada uno de dichos dispositivos (100) de monitorización
un detector (20) para detectar el nivel de armónicos en dicha
energía eléctrica, dicho nivel de armónicos detectados en un
intervalo de frecuencia específico, incluyendo dichos dispositivos
de monitorización además un dispositivo de memoria para almacenar un
valor de referencia de armónicos, incluyendo además dichos
dispositivos (100) de monitorización un procesador (104) para
comparar dicho nivel de armónicos con dicho nivel de referencia,
incluyendo dicho dispositivo (100) de monitorización un dispositivo
(106) de comunicación para transmitir una alarma siempre que dicho
nivel de armónicos esté por encima de dicho nivel de referencia
durante un periodo de tiempo específico,
caracterizado porque
dicho dispositivo (100) de monitorización
incluye además software para adaptar de manera continua o periódica
dicho valor de referencia a variaciones en armónicos provocadas por
condiciones de carga cambiantes de dicha red de suministro de
energía eléctrica.
2. El sistema según la reivindicación 1, en el
que dicho periodo de tiempo específico es de uno o dos ciclos.
3. El sistema según la reivindicación 1 ó 2, en
el que dicho procesador calcula el contenido absoluto de armónicos
y/o un aumento relativo de armónicos.
4. El sistema según cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 3, en el que una multitud de dispositivos de
monitorización están ubicados en cada una de dichas ubicaciones de
monitorización para monitorizar una multitud de fases en un sistema
de suministro de energía eléctrica de múltiples fases.
5. El sistema según cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 5, en el que dicho sistema comprende además un
servidor que recibe dichas alarmas, incluyendo dicho servidor
información relativa a dichas ubicaciones de monitorización,
determinando dicho servidor una dirección de derivación a partir de
una ubicación de monitorización basándose en dicha alarma y en dicha
información relativa a dichas ubicaciones de monitorización.
6. El sistema según cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 5, en el que dichas ubicaciones de
monitorización son estaciones transformadoras, incluyendo dichas
estaciones transformadoras cables de entrada de energía eléctrica
eléctricamente conectados a un transformador para transformar la
energía eléctrica en dichos cables de entrada de energía eléctrica
de un primer nivel de tensión a un segundo nivel de tensión inferior
a dicho primer nivel de tensión, o alternativamente, dichas
ubicaciones de monitorización son puntos de ramificación en los que
se ramifica una línea de dicha red de suministro de energía
eléctrica.
7. El sistema según la reivindicación 6, en el
que dichos detectores están situados en el lado primario de dicho
transformador y/o en el lado secundario de dicho transformador.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US62921304P | 2004-11-18 | 2004-11-18 | |
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