ES2382323B2

ES2382323B2 - Metodo y sistema para identificar problemas de conexion a tierra en una red electrica.

Info

Publication number: ES2382323B2
Application number: ES200950048A
Authority: ES
Inventors: Jon A. Bickel
Original assignee: Square D Co
Current assignee: Schneider Electric USA Inc
Priority date: 2007-03-28
Filing date: 2008-03-25
Publication date: 2013-04-10
Anticipated expiration: 2028-03-25
Also published as: ES2382323A1; GB0917162D0; WO2008121264A1; GB2460783B; US7684940B2; US20080238436A1; GB2460783A

Abstract

Método y sistema para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica. Se revelan un sistema y un método para detectar y evaluar conexiones incorrectas de conexión a tierra/conectadas a tierra, en una red eléctrica. Un método ejemplar es detectar conexiones incorrectas a tierra en una red eléctrica con una pluralidad de dispositivos de monitorización acoplados a un conductor conectado a tierra y a uno de conexión a tierra. Desde la pluralidad de dispositivos de monitorización se reciben datos de la tensión entre el conductor conectado a tierra y el de conexión a tierra. La orientación espacial de los datos procedentes de la pluralidad de dispositivos de monitorización, se determina dentro de una jerarquía de la red eléctrica. Se comparan los datos de tensión recibidos, para determinar una conexión (o su ausencia) entre el conductor conectado a tierra y el de conexión a tierra.

Description

MÉTODO Y SISTEMA PARA IDENTIFICAR PROBLEMAS DE CONEXIÓN A TIERRA EN UNA RED ELÉCTRICA DESCRIPCIÓN

CAMPO DE LA INVENCIÓN

5 La presente invención se refiere en general a sistemas de monitorización de energía, y en concreto a un sistema y un método para detectar automáticamente tina unión incorrecta conectado a tierra-de conexión a tierra (N-G) en una red eléctrica.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

Es un hecho muy comprobado que las deficiencias en el cableado y en la

1 O conexión a tierra, pueden tener como resultado muchas vulnerabilidades eléctricas potenciales. De hecho, un estudio muy conocido del Electric Power Research Institute (EPRI, instituto de investigación de la energía eléctrica) expuso, en la década de los 90, que hasta el 80% de los problemas de calidad de la energía están relacionados con cableado o conexión a tierra deficientes. Debido a la frecuencia de

15 los errores de cableado y al potencial resultante de pérdida de vidas, propiedades, productos e ingresos, es importante proporcionar a los usuarios de energía eléctrica capacidades que les ayuden a determinar errores de cableado no intencionados (e incluso intencionados) que de lo contrario habrían pasado desapercibidos. Existen varias funciones proporcionadas mediante la conexión apropiada a

20 tierra de un sistema eléctrico, algunas de las cuales se han mencionado anteriormente. El National Electrical Code (NEC, código eléctrico nacional) y/o las normativas eléctricas locales, típicamente controlan los requisitos generales para la conexión a tierra y la unión de instalaciones eléctricas. Algunos requisitos específicos incluyen: 1) sistemas, circuitos y equipamiento requerido, permitido o no

25 permitido para conectar a tierra; 2) conductor o conductores de circuitos a conectar a tierra en sistemas conectados a tierra; 3) localización de contactos de conexión a tierra; 4) tipos y tamaños de conductores y electrodos de conexión a tierra y de unión; y 5) métodos de conexión a tierra y de unión. En última instancia, estas regulaciones están concebidas para proporcionar 30 directrices que faciliten la seguridad del equipamiento y del personal. Otros objetivos de configuraciones apropiadas de conexión a tierra, incluyen proporcionar un circuito para disipar descargas eléctricas de alta energía, impedir recargas

estáticas, y establecer un punto de referencia de tensión equipotencial para el sistema eléctrico. Hay otros estándares y directrices importantes que tratan del cableado y la conexión a tierra, además de los relativos a la seguridad, que se refieren al equipamiento y al personal. El documento IEEE Emerald Book (IEEE 1100, Recommended Practice for Powering and Grounding Electronic Equipment) describe métodos "para mejorar el rendimiento del equipo désde el punto de vista de la excitación eléctrica y de la conexión a tierra, manteniendo al mismo tiempo una instalación segura tal como se prescribe por los requisitos de los reglamentos eléctricos nacionales y locales".

Una circuito eficaz de conexión a tierra se define por el NEC como "un circuito eléctricamente conductor, construido intencionalmente, permanente, de baja impedancia, diseñado y concebido para transportar corriente bajo condiciones de fuga a tierra, desde el punto de vista dé una fuga a tierra en un sistema de cableado, a la fuente de alimentación eléctrica, y que facilita el funcionaniiento del dispositivo de protección contra sobrecorriente o de detectores de fugas a tierra en sistemas de alta impedancia conectados a tierra". Un aspecto clave de esta definición es que se entiende que el circuito a tierra se utiliza "bajo condiciones de fuga a tierra", y no durante el funcionamiento en régimen estacionario. Una razón principal por la que los circuitos a tierra no están previstos para proporcionar un circuito de retomo para la corriente durante condiciones de régimen estacionario, es que el equipamiento puede resultar inadvertidamente excitado, representando una amenaza para la seguridad del personal. Otra razón para evitar corrientes a tierra es el potencial de introducir problemas de interferencia del equipamiento en el sistema eléctrico.

El documento 2005 NEC Section 250.30(A)(1) establece que "deberá utilizarse un puente de unión del sistema no empalmado compatible con 250.28(A) hasta (D), que esté dimensionado en función de los conductores derivados en fase, para conectar los conductores de conexión a tierra del equipamiento del sistema derivado separadamente al conductor conectado a tierra (neutro)". Esta conexión deberá realizarse en cualquier punto simple en el sistema derivado separadamente, desde la fuente hasta el primer medio de desconexión del sistema o dispositivo de sobrecorriente, o deberá realizarse en la fuente de un sistema derivado separadamente que no tenga medios de desconexión o dispositivos de sobrecorriente.

El NEC permite una sola unión (contacto) neutro-a tierra en la entrada delservicio o en cualquier sistema derivado separadamente. La figura 1 ilustra en general un sistema eléctrico 1 O unido a tierra adecuadamente, que tiene una entrada 12 del servicio general, un equipo de

5 conmutación principal 14, un transformador reductor 16 y un panel 18. Hay dispuestos conductores 20 neutros (conectados a tierra) y conductores 22 de conexión a tierra, para los componentes 12, 14, 16 y 18. La figura 1 ilustra un "solo" punto de unión 24 entre los conductores 22 de conexión a tierra y el conductor 20 conectado a tierra, en cada componente derivado separadamente (uno en el equipo de

1O conmutación principal 14 y el otro en el transformador reductor 16). La figura 2 ilustra en general el sistema eléctrico 1 O de la figura 1, en un estado unido de forma incorrecta (o "ilegal"). La figura 2 ilustra un "único" punto de unión entre el conductor 22 de conexión a tierra y el conductor 20 conectado a tierra, para cada componente derivado separadamente, ·tal como se ha explicado

15 anteriormente en la figura 1, pero además tiene una unión 26 entre el conductor 22 de conexión a tierra y los conductores 20 conectados a tierra, en el panel 18. Esta unión 26 neutro-a tierra (N-G, neutral-bond) adicional en el panel 18, permitirá a la corriente circular en el conductor 22 de conexión a tierra durante condiciones de régimen estacionario, creando tanto condiciones eléctricas potencialmente peligrosas

20 como problemas operativos en el equipamiento. Por lo tanto, lo que se necesita es un sistema de detección para determinar automáticamente la presencia de configuraciones incorrectas de conductor conectado a tierra-de conexión a tierra, en una red eléctrica. Además, se necesita un sistema para determinar automáticamente la localización de configuraciones incorrectas de

25 conductor conectado a tierra-de conexión a tierra. También existe la necesidad de un sistema que determine la ausencia de una unión esperada conectado a tierra-de conexión a tierra, en una red eléctrica. Los aspectos de la presente invención están dirigidos a satisfacer estas y otras necesidades. RESUMEN DE LA INVENCIÓN 30 En resumen, de acuerdo con un aspecto de la presente invención, un método de detección de conexión incorrecta a tierra en una red eléctrica que tiene una pluralidad de dispositivos de monitorización acoplados a un conductor conectado a

tierra y a un conductor de conexión a tierra o plano de conexión a tierra, comprende: recibir datos de la tensión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, desde la pluralidad de dispositivos de monitorización; determinar la orientación espacial de los datos procedentes de la pluralidad de dispositivos de monitorización, dentro de una jerarquía de la red eléctrica; y comparar los datos de tensión recibidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización, para determinar una unión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra. Un medio legible por ordenador puede codificarse con instrucciones para dirigir un controlador con la finalidad de llevar a cabo el método precedente.

El método puede comprender además determinar la localización en la red eléctrica, de una unión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, mediante comparar los datos de tensión procedentes de parte de la pluralidad de dispositivos de monitorización. La localización puede ser determinada mediante indicar la localización del dispositivo de monitorización que lee la tensión más baja entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, como la localización de la unión. El método puede comprender además mostrar al menos parte de la red eléctrica, y la localización de la unión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra. El método puede comprender además comparar una localización de una unión conocida, con la localización de la unión determinada. El método puede comprender además confirmar la existencia de una unión conocida. El método puede comprender además determinar la existencia de una unión incorrecta. El método puede comprender además determinar la ausencia de una unión conocida en la jerarquía de la red eléctrica.

De acuerdo con otro aspecto de la presente invención, se da a conocer un sistema para determinar una unión entre un conductor de conexión a tierra o piano de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, incluyendo la red eléctrica una pluralidad de dispositivos de monitorización, comprendiendo el sistema: un controlador central acoplado a la pluralidad de dispositivos de monitorización, el controlador central recibiendo datos indicativos de la tensión potencial entre el conductor de conexión a tierra y el conductor conectado a tierra, para cada uno de la pluralidad de dispositivos de monitorización; una memoria acoplada al controlador central, que incluye datos de jerarquía relativos a la red eléctrica, el controlador central incluyendo correlacionar los datos recibidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización, en un contexto espacial; y donde el controlador central determina la unión entre el conductor de conexión a tierra o plano

5 de conexión a tierra y el conductor conectado a tierra, por medio de los datos recibidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización.

El controlador puede determinar la situación de la unión en la red eléctrica, mediante comparar los datos de tensión procedentes de al menos parte de la pluralidad de dispositivos de monitorización. El sistema puede comprender además

1 O una pantalla acoplada al controlador central. La localización puede ser determinada mediante indicar la localización del dispositivo de monitorización que lee la tensión más baja entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra o plano de conexión a tierra, como la localización de la unión. La pantalla puede mostrar al menos parte de la red eléctrica, y la localización de la unión entre el

15 conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra o plano de conexión a tierra. El controlador central puede comparar una localización de una unión conocida, con la localización de la unión determinada. El controlador central puede confirmar la existencia de una unión conocida. El controlador central puede determinar la existencia de una unión ilegal. El controlador central puede determinar

20 la ausencia de una unión conocida en la jerarquía de la red eléctrica. La pantalla puede mostrar un diagrama de circuito de por lo menos un componente del sistema eléctrico.

De acuerdo con un aspecto de la presente invención, un método de detección de conexión incorrecta a tierra en una red eléctrica que tiene una pluralidad de 25 dispositivos de monitorización acoplados a un conductor conectado a tierra y a un conductor de conexión a tierra o plano de conexión a tierra, comprende: recibir datos de tensión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra o plano de conexión a tierra, medidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización; determinar la orientación espacial de los datos procedentes de la 30 pluralidad de dispositivos de monitorización dentro de una jerarquía de la red eléctrica; comparar los datos de tensión recibidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización, para determinar la locali;z:ación del dispositivo de monitorización

1 O

25

que detecta la tensión más baja entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra; e indicar la localización de una unión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra o plano de conexión a tierra, como la localización del dispositivo de monitorización determinado.

El método puede comprender además mostrar a un usuario una indicación sobre si la unión es una unión correcta. El método puede comprender además determinar automáticamente, en función de la jerarquía, una primera localización donde debería existir una unión correcta neutro-a tierra, y cuando no existe una unión semejante, mostrar a un usuario una indicación de que la primera localización requiere una unión neutro-a tierra.

Los aspectos precedentes y otros adicionales de la presente invención, resultarán evidentes para los expertos en la materia a la luz de la descripción detallada de varias realizaciones, que se realiza con referencia a los dibujos, proporcionándose a continuación una breve descripción de los mismos.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

Las precedentes y otras ventajas de la invención, resultarán evidentes tras la

lecttira de la siguiente descripción detallada, y con referencia a los dibujos. La figura 1 es un diagrama de bloques funcional de un sistema eléctrico unido correctamente; la figura 2 es un diagrama de bloques funcional de un sistema eléctrico unido de forma incorrecta; la figura 3 es un diagrama de bloques funcional de una red de energía eléctrica ejemplar que muestra el sistema de detección de la unión conectado a tierra-de conexión a tierra; la figura 4 es un gráfico de tensión, de la tensión detectada en una carga con conductores conectados a tierra y de conexión a tierra, para determinar una unión conectado a tierra-de conexión a tierra; las figuras 5A-B son un diagrama de flujo de una detección de unión conectado a tierra-de conexión a tierra y del algoritmo de evaluación utilizado por el sistema de detección de la unión conectado a tierra-de conexión a tierra, de la figura 3; la figúra se es un diagrama de flujo de un algoritmo ejemplar para detectar uniones N-G potencialmente incorrectas, según un aspecto de la presente invención; y la figura 6 es una interfaz gráfico que muestra la localización de potenciales

5 uniones conectado a tierra-de conexión a tierra, según el sistema de detección de uniones conectado a tierra-de conexión a tierra, de la figura 3. Si bien la invención es susceptible de diversas modificaciones y formas

alternativas, se ha mostrado realizaciones específicas a modo de ejemplo en los dibujos, y se describirán en detalle en el presente documento. Sin embargo, se

1 O comprenderá que la invención no se concibe como limitada a las formas concretas reveladas. Por el contrario, la invención pretende cubrir todas las modificaciones, los equivalentes y las alternativas que caen dentro del espíritu y el alcance de la invención tal como se define por medio de las reivindicaciones anexas. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS REALIZACIONES ILUSTRADAS

15 Los aspectos de la invención permiten al usuario identificar potenciales problemas con configuraciones de conexión a tierra en una red eléctrica. A la postre, los tipos de vulnerabilidades del sistema eléctrico que son tratados por la presente invención, incluyen: riesgo de incendio, peligro de electrocución, funcionamiento incorrecto del equipamiento, daños en el equipamiento y degradación del

20 equipamiento. Volviendo ahora la figura 3, una red eléctrica tal como un sistema de servicio general 100 tiene múltiples dispositivos de monitorización 102 (con la etiqueta M) que proporcionan datos detectados desde localizaciones discretas alrededor del sistema de servicio general 100, tales como medidas del potencial de tensión entre

25 conductores conectados a tierra y de conexión a tierra. Los datos procedentes de cada dispositivo de monitorización 102 son comunicados a un sistema automatizado 104 de alineación de datos, a un sistema automatizado 106 de clasificación jerárquica y a un sistema automatizado 108 de alertas de conexión a tierra. Los datos son automáticamente alineados en el tiempo en el sistema automatizado 104 de 30 alineación de datos, y se produce datos que están alineados de tal f.orma que representan los datos cuando estos fueron realmente medidos de forma simultánea (o casi simultánea para el caso de alineación pseudo-temporal) por cada uno de los

dispositivos de monitorización 102 en el sistema de servicio general 100. El sistema 106 de clasificación jerárquica aprende automáticamente la jerarquía de los dispositivos de monitorización 102 presentes en el sistema de servicio general 100 y sus relaciones espaciales mutuas dentro del sistema de monitorización. Se observará que cada dispositivo de monitorización 102 mostrado en la figura 3 está acoplado de forma comunicativa con el sistema automatizado 104 'de alineación de datos, con el sistema automatizado 106 de clasificación jerárquica, y con el sistema automatizado 108 de alertas de conexión a tierra. Por claridad, se demuestra solo algunas conexiones de comunicación y dispositivos de monitorización representativos.

Cada dispositivo de monitorización 102 mide (muestrea, reúne, etc.) datos procedentes del sistema de servicio general 100, y cuantifica e,stos datos en características que pueden ser analizadas por un ordenador o por un sistema de análisis. En este ejemplo, los dispositivos de monitorización 102 pueden basarse en un monitor de circuitos PowerLogic® Series 3000/4000 Circuit Monitor o en un medidor de potencia y energía PowerLogic® ION7550/7650 Power and Energy Meter, disponibles en Schneider Electric, o basarse en cualquier otro dispositivo de monitorización apropiado tal como un disyuntor, un relé, un dispositivo de medición

o un vatímetro. También puede haber múltiples dispositivos de monitorización con las capacidades del dispositivo de monitorización 102 en el sistema de servicio general 1OO. Por simplicidad, se demuestra solo unos pocos dispositivos de monitorización 102 acoplados con el sistema automatizado 104 de alineación de datos, con el sistema automatizado 106 de clasificación jerárquica y con el sistema automatizado 1 08 de alertas de conexión al tierra, aunque se entiende que todos los dispositivos de monitorización 102 de la figura 3 pueden estar en comunicación con los sistemas 104, 106 y 108. Además, los múltiples dispositivos de monitorización 102 pueden estar en comunicación con otros tipos de sistemas de análisis o evaluación, para monitorizar el rendimiento del sistema de servicio general 1 OO.

El sistema 104 de alineación de datos alinea datos tales como tensión, corriente, tiempo, eventos y similares, procedentes de los múltiples dispositivos de monitorización 102 en el sistema de servicio general 100. Cuando se alinea datos procedentes de todos los dispositivos de monitorización, al mismo instante temporal (o aproximadamente al mismo instante temporal, en el caso de alineación pseudo-temporal) en el que se produjo los datos, estos pueden ponerse en un contexto temporal o pseudo-temporal desde el que puede automáticamente tomarse o recomendarse decisiones relativas a la configuración de equipamiento físico y de soporte lógico. Por supuesto, debe entenderse que el sistema 104 de alineación de

5 datos puede ser una opción deseable, pero el sistema de servicio general 100 puede ser monitorizado sin el sistema 1 04 de alineación de datos.

Los datos medidos procedentes de varios medidores pueden sincronizarse, o sincronizarse aproximadamente, entre sí dentro de un contexto temporal o pseudo-temporal. La alineación temporal es más precisa que la alineación pseudo-temporal.

1 O La alineación pseudo-temporal toma datos dentro de un rango aceptable, en base a cambios de carga en el sistema. Los sistemas de alineación pseudo-temporal utilizan típicamente un sistema de posicionamiento global (GPS, global positioning system) o protocolo de tiempo de red (NTP, network time protocol) para la sincronización de reloj. Las implementaciones automáticas de alineación temporal se describen en la

15 Solicitud de Patente de EE.UU. Número 11/174 099, presentada el 1 de julio de 2005, y titulada "Automated Precision Alignment of Data in a Utility Monitoring System" (alineación de datos con precisión automatizada en un sistema de monitorización de servicio general). El sistema 106 de clasificación jerárquica caracteriza la organización del

20 sistema de monitorización de energía del sistema de servicio general 100, que es esencial para comprender y caracterizar el sistema de servicio general 1OO. El sistema 106 caracteriza como se conectan entre sí los dispositivos de monitorización en el sistema de servicio general 1 OO. Los dispositivos de monitorización de energía proporcionan típicamente solo los parámetros operativos del sistema eléctrico, pero

25 no proporcionan información sobre como se relacionan espacialmente entre sí los parámetros en diferentes puntos de monitorización en el sistema eléctrico. Tener la jerarquía de un sistema eléctrico pone los parámetros operativos de múltiples dispositivos de monitorización, en contexto espacial unos con otros. Este contexto espacial proporciona al usuario una herramienta más potente para localizar y resolver

30 problemas rápidamente tal como una unión incorrecta N-G, para la resolución de problemas de sistema, mejorar las deficiencias del sistema, predecir fallos y degradación, localizar la fuente de perturbaciones, o modelizar respuestas del sistema. Las implementaciones automatizadas de clasificación jerárquica se describen en la Solicitud de Patente de EE.UU. Número 11/174 100, presentada el 1 de julio de 2005, titulada "Automated Hierarchy Classification in Utility Monitoring Systems" (clasificación jerárquica automatizada en sistemas de monitorización de un servicio general), que se incorpora aquí íntegramente como referenCia.

El sistema 106 de clasificación jerárquica incluye soporte lógico del sistema de monitorización, que reúne datos procedentes de los dispositivos de monitorización 102 en el sistema de servicio general 100, y determina automáticamente la jerarquía del sistema de servicio general 100 cuando hay pocas o nínguna entrada de usuario. El nivel de detalle proporcionado por el sistema 106 de clasificación jerárquica está correlacionado con el número y la extensión de los dispositivos de monitorización 102 en el sistema de servicio general 1OO. Cuando se añaden dispositivos de monitorización adicionales, el algoritmo de jerarquía por auto-aprendizaje los incorpora automáticamente en la estructura jerárquica determinada. Debe entenderse que puede utilizarse otros procesos tales como la carga previa de datos jerárquicos en los sistemas de análisis y evaluación, en lugar de un sistema jerárquico dedicado tal como el sistema 106 de clasificación jerárquica.

En el caso de una jerarquía de la red de energía eléctrica, un objetivo es ordenar dispositivos en la red de energía eléctrica de forma que representen la verdadera distribución de conexiones de la red de energía eléctrica. Determinar la jerarquía de una red de energía eléctrica proporciona información importante que puede ser utilizada para resolver problemas, incrementar el rendimiento del equipamiento y el sistema, mejorar la seguridad y ahorrar dinero. El nivel de detalle en una jerarquía de la red de energía eléctrica, dependerá tanto del número de elementos o nodos que están siendo monitorizados, como de la capacidad de los nodos para proporcionar realimentación al algoritmo de jerarquía por auto-aprendizaje en el soporte lógico del sistema de monitorización que funciona en el sistema 1 06.

En general, el sistema 106 de clasificación jerárquica utiliza un algoritmo de jerarquía por auto-aprendizaje en el soporte lógico del sistema de monitorización, que está basado en reglas y métodos estadísticos. Periódicamente, el soporte lógico del sistema de monitorización sondea cada dispositivo de monitorización 102 en el

sistema de servicio general 100, para determinar ciertas características o parámetros del sistema de servicio general lOO en tal nodo (representado por un dispositivo de monitorización). Se toman múltiples muestras de parámetros especificados, desde cada dispositivo de monitorización en el sistema 100 en el mismo instante temporal 5 dado. Una vez que se ha reunido una serie temporal de los datos del parámetro procedente de cada dispositivo de monitorización en el sistema de servicio general 100, el sistema 106 de clasificación jerárquica analiza los datos e identifica las relaciones o conexiones entre los dispositivos de monitorización 102 con respecto al tiempo en el que se tomó la muestras de datos y los valores asociados de la muestra 1 O de datos. El análisis puede realizarse periódicamente para incrementar la probabilidad de que la jerarquía sea precisa, o para determinar cualesquiera cambios en la jerarquía. También puede llevarse a cabo si el soporte lógico del sistema de monitorización detecta la adición de un nuevo elemento o nodo al sistema de monitorización de energía. Una vez que este proceso iterativo alcanza cierto nivel 15 predeterminado de confianza estadística respecto de que la descripción determinada del sistema de servicio general 100 es correcta, el algoritmo de jerarquía por auto-aprendizaje finaliza. La distribución final del sistema de servicio general 100 puede presentarse al usuario para su conformidad. Puesto que se evalúa en el tiempo (el periodo de aprendizaje) los datos de cada dispositivo de monitorización con respecto

20 a todos los otros dispositivos de monitorización que utilizan el algoritmo de jerarquía por auto-aprendizaje, se determina una distribución básica de la estructura jerárquica del sistema de servicio general 100 en función de los puntos de monitorización disponibles. El sistema de alerta 108 de conexiones a tierra recibe datos desde dos o más

25 dispositivos de monitorización 102 de tensión, corriente y/o energía para avisar al usuario final de que en el sistema de servicio general 100 existen configuraciones N-G (conductor conectado a tierra-de conexión a tierra) potencialmente incorrectas. Las configuraciones N-G incorrectas pueden incluir tanto excesivas uniones N-G como la ausencia de una unión N-G necesaria. El sistema de alerta 108 de conexiones a tierra

30 incluye reglas que definen uniones N-G correctas e incorrectas. Estas reglas pueden ser definidas por el usuario basándose, por ejemplo, en reglamentos eléctricos locales, o pueden derivarse de reglamentos o estándares nacionales, tal como el National Electrical Code (NEC). Como se explicará después, el usuario final puede (a su elección) ser informado de la localización general dentro de la jerarquía de su red eléctrica, de potenciales problemas de conexión a tierra para su posterior referencia o investigación. El usuario final (a su elección) puede también configurar y habilitar o deshabilitar zonas especificadas, como desee. El usuario final (a su elección) puede también definir cambios. en características de conexión a tierra entre dos o más dispositivos de monitorización. El usuario final puede también recibir la notificación de un conductor neutro abierto entre dos o más dispositivos de monitorización.

Hay características eléctricas inherentes, medidas y/o derivadas de los dispositivos de monitorización 102 en la figura 3, que pueden ser analizadas para determinar y proporcionar una indicación sobre si existe potencialmente una unión N-G incorrecta en una red eléctrica dada. En un ejemplo, el potencial de tensión entre el conductor conectado a tierra (neutro) y un plano de conexión a tierra puede ser analizado para indicar la proximidad de una unión, tal como una unión entre el conductor conectado a tierra y el plano de conexión a tierra, mediante su desviación respecto de un potencial esperado de tensión superior. La figura 4 es un diagrama que ilustra este efecto sobre el potencial de tensión en relación con la proximidad a un punto de unión eficaz 408 (donde el conductor unido a tierra, está conectado a un conductor o plano de conexión a tierra). La corriente se transporta sobre un conductor de carga 402 (fase) hasta una carga 404, y se devuelve sobre un conductor conectado a tierra (neutro) 406 para completar el circuito. En igualdad de condiciones, la impedancia de cada conductor se incrementará con su longitud. Como resultado hay una correspondiente reducción en la tensión (caída de tensión) a lo largo de cada conductor 41 O de conexión a i:ierra y de cada conductor 406 conectado a tierra (tierra y neutro) debido a la impedancia de los conductores y al flujo de corriente (de acuerdo con la ley de Ohm).

A medida que se incrementa la distancia física desde el punto de unión N -G 408, se incrementa el potencial de tensión entre los conductores conectados a tierra (neutro) y de conexión a tierra 406 y 410. Como se mencionó anteriormente, el objetivo del conductor 406 conectado a tierra (neutro) es transportar corriente en régimen estacionario, desde la carga 404 de vuelta a la fuente. Por lo tanto, la base del incremento en el potencial de tensión entre los conductores (o circuitos) conectado a tierra (neutro) y de conexión a tierra 406 y 410, es el efecto del flujo de corriente en régimen estacionario a lo largo de la impedancia (que está en relación directa con la longitud del conductor) del conductor 406 conectado a tierra (neutro).

5 El potencial de tensión entre el conductor 406 conectado a tierra (neutro) y el conductor 410 (o circuito) de conexión a tierra es máximo en el punto más alejado respecto del punto 408 de unión N-G, y disminuye a medida que se acerca la unión N-G 408 como se muestra la figura 4, asumiendo que el escenario de conexión a tierra del sistema eléctrico está adecuadamente configurado.

-1 O Si el conductor 406 (neutro) conectado a tierra se abre, se presenta un riesgo de seguridad al usuario en función de donde esté localizada la unión N -G incorrecta. Si hay una unión N-G incorrecta corriente abajo respecto del punto abierto, la carga seguirá funcionando debido a que la corriente de carga fluirá sobre el conductor 41 O de conexión a tierra, a través de la unión incorrecta. En este caso, el personal está 15 expuesto a un riesgo de descarga al convertirse en un circuito a tierra de menor impedancia, cuando se toca el equipamiento excitado. Si no existen uniones N-G incorrectas corriente abajo respecto del punto abierto (incluido en la carga 404), la carga 404 dejará de funcionar debido a que no hay ningún circuito de retomo disponible para la corriente de carga. Existe un riesgo de seguridad para usuarios que 20 crean equivocadamente que una carga no tiene tensión en sus terminales debido a que la carga no está funcionando, cuando de hecho la tensión está presente. Una carga trifásica seguirá funcionando si el conductor 406 conectado a tierra está abierto, debido a que las corrientes desequilibradas fluirán a las otras fases. No obstante, sigue existiendo un riesgo de seguridad para los usuarios que por error 25 entren en contacto con el conductor 406 conectado a tierra. Cuando una red eléctrica incluye múltiples transformadores elevadores/reductores tal como los transformadores 11 O del ejemplo en la figura 3, debería haber uniones N-G correctas adicionales por los requisitos de la regulación NEC. Los datos eléctricos tomados desde cada dispositivo de monitorización 102 en 30 el sistema de servicio general, pueden ser utilizados para proporcionar al usuario información relativa a las uniones N-G incorrectas detectadas. El sistema de servicio general 100 de la figura 3 incorpora el sistema 108 dt: alertas de conexión a tierra,

para determinar conexiones a tierra incorrectas. Por razones de detección y análisis de uniones N-G incorrectas, se realiza y almacena una determinación de la jerarquía de la red de energía eléctrica. Cada dispositivo de monitorización 102 acoplado con el sistema de alertas 108 de conexión a tierra puede medir la tensión N-G (V ng) y comunicar, para su evaluación, datos indicativos de la tensión N-G medida a un sistema remoto (otro dispositivo de monitorización, ordenador, etc.) tal como, en este ejemplo, el sistema de alertas 108 de conexión a tierra. La tensión V ng en cada punto capaz de monitorización es evaluada y comparada en relación con otras tensiones V ng medidas en otros puntos de monitorización, para determinar si hay presentes en el sistema uniones N-G incorrectas. Por ejemplo, una tensión Vng en un punto más alejado respecto de una unión conocida, puede indicar un punto de unión N-G incorrecta. Además, la magnitud de V ng en cada dispositivo de monitorización se utiliza para localizar el área general de una unión N -G incorrecta. Cuanto menor es el valor de tensión de Vng, más próximo está el punto al área general de la unión N-G incorrecta. Además, el ángulo de fase de V ng puede evaluarse frente a cada una de las tres tensiones de fase, para determinar qué fase/ses/son la/s fuente/s, con la unión N-G incorrecta.

Como se muestra en la figura 4, los circuitos eléctricos (sin fuentes derivadas separadamente) deberían exhibir una V ng creciente a medido que el punto de medida se mueve hacia fuera sobre el circuito, en dirección a la carga 404. Si a medida que se incrementa la separación respecto del punto 408 de unión, Vng permanece constante o incluso disminuye con respecto a dos o más puntos de monitorización en el sistema 100, esto puede indicar una unión N-G incorrecta. Si hay una fuente derivada separadamente (por ejemplo, un transportador) en el sistema de servicio general 100, los dispositivos de monitorizáción 102 podrán determinar su existencia en función de niveles de tensión de fase medidos en cada punto de monitorización. De nuevo, V ng debería incrementarse a medida que los puntos de medida se alejan del dispositivo derivado separadamente. Puede utilizarse tensiones, corrientes, cargas, distorsiones armónicas, factores de potencia, etc., para determinar la proximidad física de los dispositivos de monitorización en un nivel jerárquico, respecto de aquellos dispositivos de monitorización que tienen una conexión jerárquica directa. Esta información pu~d~ s~r útil cuando se determina si los dispositivos de monitorización en diferentes niveles en la jerarquía de la red de energía eléctrica, están también localizados próximos entre sí. En este ejemplo, debe esperarse que las tensiones N -G medidas serán muy parecidas a las mismas medidas para los respectivos dispositivos de monitorización en ambos niveles jerárquicos.

5 Para ilustrar un sencillo ejemplo de una implementación de esta invención, tanto la jerarquía del sistema de monitorización de energía como los datos en la siguiente tabla 1, se determinan a través del sistema jerárquico automatizado 104 y de las medidas .procedentes de los dispositivos de monitorización 102 en la figura 3. El sistema jerárquico se determina bien automáticamente como se ha descrito antes,

1 O o bien anualmente a través de un archivo de datos jerárquicos almacenados. La tabla 1 proporciona datos de tensión N -G almacenados, recibidos desde varios dispositivos 102 de monitorización en el sistema de servicio general 1 OO. Preferentemente, los datos de tensión N-G son alineados temporalmente de modo automático. Los datos procedentes de los dispositivos de monitorización 102 pueden alinearse de forma

15 pseudo-temporal utilizando un protocolo de red tal como SNTP. También podría utilizarse señales del sistema global de posicionamiento (GPS) para alinear de forma pseudo-temporal los datos recibidos desde los dispositivos de monitorización 102, que pueden estar equipados con capacidades de GPS. Conociendo tanto la jerarquía del sistema de servicio general 1 00 como las

20 tensiones N-G tomadas desde varios puntos en tomo al sistema de servicio general 100 mediante los dispositivos de monitorización 102, puede determinarse una representación virtual de los potenciales problemas de conexión a tierra del sistema eléctrico. La siguiente tabla 1 a modo de ejemplo identifica valores V ng para cada correspondiente medidor:

Medidor: V n2 (voltios) Medidor Vn2 (voltios)

M¡: o Mm o

M u: 1,5 Mm 3,2

Ml2: o M12u o

MB: 2,1 Mm2 0,75

M14: o M1231 4,2

Mm: 0,5 M1232 3,9

Ml22: 1,9 Mm¡ 0,5

Mm: 2,3 Mm2 o---

Mm: 3,5 -----

Tabla l. Datos de Tensión N-G Procedentes de la Red Eléctrica

Una vez que el usuario es informado y los problemas son investigados, el usuario puede revaluar el sistema para asegurar que todas las uniones N-G incorrectas han sido tratadas adecuadamente. También puede llevarse a cabo

5 revaluaciones periódicas del sistema de servicio general 100 cada cierto intervalo (según la configuración del sistema de alertas 108 de conexiones a tierra), puesto que con el tiempo puede ser alterado el sistema de servicio general 1 00 y puede añadirse de forma inadvertida uniones N-G incorrectas. También puede ser monitorizado continuamente por el sistema 100, y el usuario ser avisado de cualesquiera

1 O potenciales problemas mediante alarmas procedentes del sistema. Por ejemplo, el medidor M12 (mostrado en la figura 3) mide O voltios de Vng y se sabe que está próximo a una unión N -G esperada o correcta, con respecto a la jerarquía de la red de energía eléctrica. En función de las relaciones mostradas y descritas en relación con la figura 4, se espera que Jos medidores más alejados del

15 medidor M12 deberán medir valores de V ng cada vez mayores. Puesto que se conoce la jerarquía, también se sabe que el medidor Mm esta corriente abajo respecto del medidor M12 y conectado a este, pero que no está en una localización conocida para una unión N-G correcta. El medidor Mm mide 0,5 voltios de V ng, y esta medida es esperada debido a que el medidor Mm está más alejado respecto del medidor M12.

20 En función de la jerarquía conocida, también se sabe que el medidor Mm 1 está también corriente abajo respecto del medidor Mm y conectado a este. Sin embargo, el medidor Mmt mide O voltios de V ng, y esto viola la expectativa de que el medidor M12u debería medir una tensión N-G mayor que el medidor Mm. Como resultado, el sistema 108 de alertas de conexión a tierra marca el medidor Mm 1como estando

25 próximo a una potencial unión N-G incorrecta. Análogamente, y aún con referencia a la tabla 1 del ejemplo, se sabe que el medidor M132 está cerca del transformador 11 O y por lo· tanto de una localización correcta de unión N-G. Por lo tanto, su medida de Vng es de O voltios tal como se espera. A partir de la jerarquía, se sabe que el medidor M1322 está corriente abajo 30 respecto del medidor Mm y conectado a este. Como resultado, se espera que V ng para el medidor M 1322 sea mayor que V ng para el medidor Mm. Sin embargo, la tabla 1 muestra que V ng para el medidor M1322 es en realidad de O V~ lo que viola la

expectativa de que su Vng debería ser mayor que el de M132· Por lo tanto, el sistema 108 de alertas de conexión a tierra marca el medidor M1322 como estando próximo a una potencial unión N-G incorrecta. Si se investiga el medidor 1322 (o cualquier medidor considerado) y se halla· que es conforme, el usuario puede validar la lectura

5 en el sistema e ignorar en el futuro tal notificación concreta. En relación con la siguiente figura 5C, se muestra y se describe un algoritmo ejemplar para determinar localizaciones de uniones N-G incorrectas. Estas y otras uniones N-G incorrectas se muestran esquemáticamente en la figura 6, descrita a continuación.

El sistema de alertas 108 de conexión a tierra puede programarse con diversas

1O subrutinas de análisis relacionadas con datos de conexión a tierra. Por ejemplo, una subrutina puede detectar uniones N-G incorrectas basándose en flujos fundamentales de corriente a tierra que se determinan mediante los dispositivos 102 de monitorización con respecto a la jerarquía de la red de energía eléctrica. Otra una subrutina puede detectar uniones N-G incorrectas basándose en flujos fundamentales

15 de potencia que se determinan mediante dispositivos 1 02 de monitorización con respecto a la jerarquía de la red de energía eléctrica. Otra una subrutina puede detectar uniones N-G incorrectas basándose en flujos fundamentales de energía que se determinan mediante los dispositivos 102 de monitorización con respecto a la jerarquía de la red de energía eléctrica. Otra subrutina más puede detectar uniones N-

20 G incorrectas basándose en los datos procedentes de cualquiera de las subrutinas anteriores, en alguna frecuencia diferente de la frecuencia fundamental o nominal de la red de energía eléctrica 100. En otras palabras, en lugar de flujos de corriente a tierra, flujos de potencia o flujos de energía fundamentales, la subrutina en este ejemplo detectaría uniones N-G incorrectas basándose en flujos de corriente a tierra,

25 flujos de potencia, o flujos de energía en alguna otra frecuencia diferente a la frecuencia fundamental o nominal de la red de energía eléctrica 1 OO. En las figuras 5A-5C se muestra un diagrama de flujo 500 ejemplar, de un. algoritmo para procesar y evaluar datos con el fin de analizar conexiones incorrectas a tierra en el sistema de servicio general 1 OO. En este ejemplo, el algoritmo incluye 30 instrucciones legibles a máquina, para su ejecución mediante: (a) un prócesador, (b) un controlador, y/o (e) cualquier otro dispositivo de procesamiento apropiado. El algoritmo puede realizarse en soporte lógico almacenado en un medio tangible tal

como, por ejemplo, memoria flash, un CD-ROM, un disco flexible, un disco duro, un disco versátil digital (DVD), u otros dispositivos de memoria, si bien los técnicos en la materia apreciarán inmediatamente que todo el algoritmo y/o partes de este podrían alternativamente ser ejecutados por un dispositivo diferente a un procesador, y/o realizarse en soporte lógico inalterable o equipamiento físico dedicado, de manera bien conocida (por ejemplo, puede implementarse mediante un circuito integrado de aplicación específica (ASIC, application specific integrated circuit), un dispositivo lógico programable (PLD, programmable logic device), un dispositivo lógico programable in situ (FPLD, field programmable logic device), lógica discreta, etc.). Además, parte o la totalidad de las instrucciones legibles a máquina representadas por el diagrama de flujo de la figura 5A-5C pueden implementarse manualmente. Además, aunque el algoritmo del ejemplo se describe con referencia al diagrama de flujo ilustrado en la figura 5A-5C, los expertos en la materia apreciarán inmediatamente que también puede utilizarse alternativamente muchos otros métodos para implementar las instrucciones legibles a máquina del ejemplo. Por ejemplo, el orden de ejecución de los bloques puede ser modificado, y/o parte de los

bloques descritos pueden ser modificados, eliminados o combinados.

En una implementación, se evalúan los datos procedentes de los dispositivos de monitorización 102 en la figura 3, para determinar conexiones incorrectas a tierra mediante medir la tensión entre conductores neutros y conductores de conexión a tierra o el plano de conexión a tierra. La jerarquía del sistema de servicio general 100 puede ser dividida en zonas o áreas específicas, según determine el algoritmo de jerarquía descrito antes o según configure el usuario final. Puede dispararse una alarma y/o el usuario puede ser notificado por algún otro medio, cuando se ha rebasado algún umbral predefinido (bien por el usuario, o por el sistema 1 00). Los métodos estadísticos que pueden ser incorporados con los umbrales para analizar los datos incluyen, de forma no limitativa, correlaciones, promedios, min/max, análisis de tendencias y predicción, desviaciones estándar, etcétera. Los recordatorios o notificaciones pueden incluir (de forma no limitativa) notificar al usuario sobre soporte lógico inalterable actualizado, regulaciones actualizadas, estándares actualizados, preferencias actualizadas, cambios en la jerarquía del sistema, alarmas

ignoradas, o cualquier otra consideración que tenga relación con la evaluación de uniones N-G y la red de energía eléctrica del usuario. Volviendo la figura 5A, el algoritmo 500 es inicializado 502. El algoritmo 500 determina si la jerarquía del sistema eléctrico, tal como el sistema de servicio

5 general 100, es conocida 504. Si la jerarquía no se conoce, el algoritmo 500 determina si está instalado 506 el sistema automatizado 1 06 de clasificación jerárquica. Si el algoritmo 500 no puede aprender automáticamente la jerarquía mediante acceder al sistema automatizado 106 de clasificación jerárquica, se solicitará al usuario que introduzca la jerarquía del sistema, por ejemplo mediante

1 O proporcionar un fichero electrónico de la jerarquía del sistema 508 o mediante introducir manualmente la jerarquía. Si está presente el sistema automatizado 106 de clasificación jerárquica, el algoritmo 500 aprenderá automáticamente la jerarquía del sistema a partir del algoritmo de jerarquía automatizado 51 O como se ha descrito anteriormente. Bien la jerarquía introducida por el usuario o la jerarquía determinada

15 automáticamente, de la red de energía eléctrica 100, es almacenada 512 para su acceso por medio del algoritmo 500. Si la jerarquía del sistema se conoce 504, el algoritmo determina si la jerarquía del sistema conocida necesita ser revaluada 514. Esto se hace mediante determinar si han sido añadidos nuevos componentes o se ha realizado otras

20 alteraciones al sistema eléctrico, que cambian la jerarquía del sistema. Si es necesaria una revaluación, el algoritmo itera retrocediendo al bloque 506 para determinar la jerarquía nueva o revisada. Para determinar si se necesita revaluar una jerarquía, el algoritmo 500 puede analizar datos de configuración 522, incluyendo configuraciones revisadas de conexiones de comunicación en el sistema de

25 monitorización de energía, en la localización, la periodicidad de la evaluación, la notificación, las alarmas, la configuración de zona, las estadísticas y la estimación de tendencia, o los recordatorios, como parte de tal determinación. El algoritmo envía comandos a todos los dispositivos de monitorización 102 en el sistema de servicio general 100 para medir datos eléctricos necesarios con la 30 finalidad de determinar fallos de conexión a tierra 516. Como se ha explicado arriba, la medida puede ser el potencial de tensión entre el conductor conectado a tierra y el de conexión a tierra, en este ejemplo. Una vez que los dispositivos de monitorización

102 han medido los datos eléctricos y han comunicado los datos eléctricos al sistema de alerta 1 08 de conexión a tierra, los datos son evaluados en función de la jerarquía del sistema para determinar si existen 518 problemas de conexión incorrecta a tierra. Como parte de la evaluación, puede llamarse a diferentes subrutinas para determinar 5 información adicional en función de medidas eléctricas relativas a problemas de conexión a tierra. Con el fin de llevar a cabo las diferentes subrutinas de evaluación, el algoritmo 500 tiene acceso a una base de datos 520 que almacena regulaciones, estándares, y otras preferencias del usuario. La base de datos 520 puede además almacenar datos validados por el usuario, de uniones N-G correctas en el sistema 100 1 O que han sido previamente indicadas por el sistema de alerta 1 08 de conexión a tierra como una unión N -G potencialmente incorrecta, pero posteriormente han sido validadas por el usuario como una unión N-G correcta. El algoritmo 500 también tiene acceso a datos de configuración tales como localización, periodicidad de la evaluación, notificación, alarmas, configuración de zona, estadísticas y recordatorios

15 de tendencia, que están almacenados en un fichero 522 de configuración. Todos los datos relevantes son almacenados 524 para informes, análisis, y futuras referencias en el sistema de alertas 1 08 de conexión a tierra de la figura 3.

El algoritmo 500 determina 526 si el usuario ha configurado los requisitos de generación de informes, y la salida para los datos analizados. Si el usuario no ha 20 configurado los requisitos de generación de informes y la configuración de salida, el algoritmo 500 proporciona 528 la información de evaluación en informes configurados por defecto, y finaliza. Si el usuario ha configurado los requisitos de generación de informes, la información de salida se configura 530 de acuerdo con la configuración del usuario, y el algoritmo termina. Puede producirse revaluación

25 periódica. La figura 5C es una subrutina a modo de ejemplo del bloque 518 mostrado en la figura 5B para determinar puntos de unión N-G incorrecta. Es almacenada 512 la jerarquía de la red de energía eléctrica 100, que representa la distribución de la red de energía eléctrica de los dispositivos en la red de energía eléctrica 100, y cómo estos 30 están interconectados. El algoritmo 518 inicializa 542 una variable N = 1, y un V ng esperado o V ng, esperado a un valor de O. El sistema de alertas 108 de conexión a tierra recibe 544 datos V ng procedentes del medidor MN. Como se muestra en la figura 5B,

el sistema de alertas 108 de conexión a tierra puede haber recibido datos eléctricos, que incluyen V ng, desde la totalidad de los dispositivos de monitorización 102 en la jerarquía deJ sistema 100. Alternativamente, el sistema de alertas 108 de conexión a tierra puede recibir V ng desde cada dispositivo monitorizado, de forma sucesiva según sea necesario. El algoritmo 518 determina 546 si del medidor MN está en una localización de unión N-G correcta (deforma que sea compatible con la regulación NEC o con especificaciones del usuario acordes con una regulación local, por ejemplo). En caso afirmativo 548, el algoritmo 548 pone V ng, esperado = O. De lo contrario 550, el algoritmo 518 pone Vng, esperado = Vng del medidor MN. Debe comprenderse que los subíndices seleccionados en este ejemplo (N, N + 1) se determinan en función del nivel en la jerarquía, del número de canalizaciones principales, etcétera. Por ejemplo, en referencia a la tabla 1 y a la figura 3, el medidor M12 está conectado directamente al medidor M121, que está directamente conectado a los medidores M1211 y M1212· Cuando se itera a través del circuito del medidor M12, el algpritmo 518 hace MN = M12. MN+I se convierte en el medidor M121, y así sucesivamente. En otras palabras, N + 1 se refiere al siguiente medidor bajo consideración, tal como se determina por la jerarquía conocida y la relación conocida de tal medidor con el medidor MN en consideración.

El algoritmo 518 recibe 5 52 datos V ng procedentes del siguiente medidor, el medidor MN+I, que está conectado a MN y corriente abajo respecto de este. La localización relativa de MN+I frente a MN, se conoce a partir de la jerarquía almacenada 512 del sistema. Como se ha mencionado anteriormente, los datos procedentes de la totalidad de los medidores 1 02 en combinación con el sistema de alertas 108 de conexión a tierra, pueden ser recibidos por el sistema de alertas 108 de conexión a tierra, en un esquema· de recepción según sea necesario, o en masa a intervalos predeterminados o aleatorios. El algoritmo 518 determina 5 54 si V ng del medidor MN+I es mayor que V ng, esperado, preferentemente dentro de cierta tolerancia predeterminada (por ejemplo, Vng, esperado puede no tener que ser exactamente de OV, sino de O V dentro de una tolerancia predeterminada, tal como+/-0,10 voltios). En caso afirmativo, N se incrementa 556 y el algoritmo 518 vuelve al bloque 544 siempre que haya más combinaciones de medidor a analizar. De lo contrario, el algoritmo 518 tetmina. Si Vng de MN+I no es 558 mayor que Vng, esperado, el algoritmo 518 almacena datos que indican que existe una unión N-G potencialmente incorrecta cerca del medidor MN+I· N se incrementa 556, y se repite del bloque 544 hacia delante siempre que haya más combinaciones de medidor a analizar. De lo contrario, el algoritmo 518 termina. Como se ha subrayado anteriormente, los datos eléctricos

5 procedentes del medidor no tienen por qué ser recibidos en el orden mostrado en la figura 5C, sino que pueden ser recibidos en cualquier orden al mismo tiempo o en tiempos diferentes.

En la figura 6 se muestra un ejemplo de una representación gráfica 600 que describe los datos resultantes del sistema de alertas 108 de conexión a tierra de la 1 O figura 3. La figura 6 muestra una representación gráfica 600 basada en el sistema de servicio general 100 mostrado en la figura 3, y en los datos medidos por los dispositivos de monitorización 102 de la tabla l. Por sencillez, el . sistema automatizado 1 04 de alineación de datos, el sistema automatizado 106 de clasificaciónjerárquica, y el sistema automatizado 108 de alertas de conexión a tierra 15 no se muestran en la figura 6, pero podrían acoplarse de forma comunicada a los dispositivos de monitorización 616 de manera similar a la mostrada y descrita en relación con la figura 3 anterior. La representación gráfica 600 o la información contenida en esta, pueden mostrarse al usuario por medio de una pantalla de video convencional (no mostrada). La representación gráfica 600 describe 20 esquemáticamente los datos que pueden ser generados por el sistema de alertas 108 de conexión a tierra. Las uniones N -G esperadas o correctas están representadas por puntos 602 de unión N -G esperada. Los puntos de unión N -G esperada se toman de la distribución jerárquica conocida del sistema de servicio general 100, y son confirmados por las medidas realizadas por los dispositivos 1 02 de monitorización, 25 tales como los datos reunidos en la anterior tabla l. Las uniones no esperadas o incorrectas están representadas por uniones N -G 604 no esperadas o incorrectas, basándose en los datos tales como los datos almacenados en la anterior tabla l. Puede mostrarse un cuadro 606 de mensaje, que incluye un mensaje clave para los puntos de unión 602 y 604. La interfaz proporciona al usuario la notificación inmediata de 3 O cada unión N -G incorrecta determinada y el área a investigar en la red de energía eléctrica 100 (según la configuración del proceso) a través de la distribución en la representación gráfica 600. También puede presentarse los datos en forma de tabla o

en algún otro formato. Si un usuano válida una conexión N-G que el sistema encontró como objetable, entonces la validación puede también etiquetarse en la representación gráfica y el mensaje, o bien puede ignorarse. La representación gráfica (formato textual, etc.) puede también indicar las zonas o áreas configuradas por el usuario.

La localización de las umones incorrectas, correctas e ignoradas puede

, indicarse gráficamente (o textualmente, etc.) mediante iconos para representar la localización e interconexiones de los transformadores 612, los dispositivos de carga 614 y los medidores 616. Además, puede mostrarse al usuario descripciones gráficas

o textuales relativas al NEC (u otros estándares/regulaciones) 618, para permitir de forma más sencilla la resolución de problemas y la corrección de configuraciones erróneas del cableado.

Los aspectos de la presente invención pueden también permitir que el usuario final trate la fase o fases que son fuente de uniones N-G incorrectas, mediante comparar las relaciones de ángulo de fase de la corriente residual para cada uno de los conductores en fase (conductores A, B y/o C). En la mayoría de los sistemas trifásicos o de configuración delta, típicamente no hay conexión neutra debido a que no hay conductor neutro. Una de las fases en un sistema' de configuración delta conectado a tierra, puede unirse a tierra. En un sistema a cuatro hilos (con configuración en Y o estándar) o en un sistema de una sola fase, un conductor neutro representa un circuito de retomo para corrientes de carga, corrientes no equilibradas

o asimétricas, algunos componentes armónicos, y/o algunas corrientes de falta según se requiera. Si se está midiendo las corrientes de fase y las corrientes neutras, la corriente residual (es decir, la corriente a tierra) puede determinarse inmediatamente mediante simples cálculos dentro' del dispositivo de monitorización 616 u otros algoritmos en el soporte lógico del sistema. Comparar el ángulo de fase de cada componente asociado desde la corriente residual calculada (es decir, la corriente a tierra), con el ángulo de fase de la corriente de cada conductor en fase, indicará qué fase o fases presentan uniones N-G incorrectas. Una indicación de ángulo o ángulos de fase coincidentes, indica que el circuito de retomo neutro para tal fase específica está unido a tierra de forma incorrecta.

Si bien se ha ilustrado y descrito realizaciones y aplicaciones concretas de la presente invención, debe comprenderse que la invención no se limita a la construcción y composiciones precisas reveladas en el presente documento, y que pueden ser evidentes diversas modificaciones, cambios y variaciones a partir de las descripciones precedentes, sin apartarse del espíritu y el alcance de la invención tal como se define en las reivindicaciones anexas.

Claims

REIVINDICACIONES

l.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica que tiene una pluralidad de dispositivos de monitorización acoplados a un conductor conectado a tierra y a un conductor de conexión a tierra, caracterizado por que comprende:

recibir datos de la tensión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, procedentes de la pluralidad de dispositivos de monitorización;

determinar la orientación espacial de los datos procedentes de la pluralidad de dispositivos de monitorización, dentro de una jerarquía de la red eléctrica al caracterizar cómo los dispositivos de monitorización están conectados entre sí en la red eléctrica; y

comparar los datos de tensión recibidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización, para determinar la existencia de una unión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra al medir el voltaje entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra y determinar a partir de la orientación espacial si el potencial de tensión aumenta corriente abajo en la jerarquía.
2.-Un medio legible por ordenador, codificado con instrucciones para dirigir un controlador con el fin de llevar a cabo el método de la reivindicación l.
3.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 1, caracterizado por que comprende determinar la localización, en la red eléctrica, de una unión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, mediante la comparación de los datos de tensión recibidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización.
4.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 3, caracterizado por que la localización se determina mediante indicar la localización del dispositivo de monitorización que lee la tensión más baja entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, como la localización de la unión.
5.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 3, caracterizado por que comprende visualizar al

menos parte de la red eléctrica y la localización de la unión entre el conductor

conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra.
6.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 3, caracterizado por que comprende comparar una localización de una unión conocida que existe en la jerarquía con la localización de la uni ón determinada.
7.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 6, caracterizado por que comprende confirmar la existencia de la unión conocida.
8.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 6, caracterizado por que comprende determinar la existencia de una unión incorrecta según lo especificado por una regulación, un estándar o un usuario.
9.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 6, caracterizado por que comprende determinar la ausencia de una unión conocida en lajerarquía de la red eléctrica.
10.-Un sistema para determinar una unión entre un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, incluyendo la red eléctrica una pluralidad de dispositivos de monitorización, caracterizado por que el sistema comprende:

un controlador central acoplado a la pluralidad de dispositivos de monitorización, donde el controlador central recibe datos indicativos de la tensión potencial entre el conductor de conexión a tierra y el conductor conectado a tierra, para cada uno de la pluralidad de dispositivos de monitorización;

una memoria acoplada al controlador central que incluye datos de jerarquía relativos a la red eléctrica, donde los datos de jerarquía son derivados a partir de la correlación en un contexto espacial de los datos recibidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización para caracterizar cómo los dispositivos de monitorización están conectados entre sí en la red eléctrica; y

en el que el controlador central determina la unión entre el conductor de conexión a tierra y el conductor conectado a tierra mediante la comparación de los datos recibidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización, la comparación siendo realizada mediante la medida de voltaje entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra y la determinación, a partir de la orientación espacial, si el potencial de tensión aumenta corriente abajo.

1l.-Un sistema para determinar una unión entre un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 10, caracterizado por que el controlador está configurado para determinar la localización de la unión en la red eléctrica mediante la comparación de los datos de tensión procedentes de al menos parte de la pluralidad de dispositivos de monitorización.
12.-Un sistema para determinar una unión entre un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 11, caracterizado por que comprende una pantalla acoplada al controlador central.
13.-Un sistema para determinar una unión entre un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación ll, caracterizado por que el controlador está configurado para determinar la localización mediante la indicación de la localización del dispositivo de monitorización que lee la tensión más baj a entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, como la localización de la unión.
14.-Un sistema para determinar una unión entre un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 12, caracterizado por que la pantalla está configurada para mostrar al menos parte de la red eléctrica y la localización de la unión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra.
15.-Un sistema para determinar una unión entre un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación ll, caracterizado por que el controlador central está configurado para comparar una localización de una unión conocida con la localización de la unión determinada.
16.-Un sistema para determinar una unión entre un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 15, caracterizado por que el controlador central está configurado para confirmar la existencia de la unión conocida.
17.-Un sistema para detenninar una unión entre un conductor de conexión a

tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación

15, caracterizado por que el controlador central está configurado para detenninar la existencia de una unión ilegal.
18.-Un sistema para detenninar una unión entre un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 15, caracterizado por que el controlador central está configurado para detenninar la ausencia de una unión conocida en lajerarquía de la red eléctrica.
19.-Un sistema para detenninar una unión entre un conductor de conexión a tierra y un conductor conectado a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 12, caracterizado por que la pantalla está configurada para mostrar un diagrama de circuito de por lo menos un componente del sistema eléctrico.
20.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica que tiene una pluralidad de dispositivos de monitorización acoplados a un conductor conectado a tierra y a un conductor de conexión a tierra, caracterizado por que comprende:

recibir datos de la tensión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, medidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización;

detenninar la orientación espacial de los datos procedentes de la pluralidad de dispositivos de monitorización, dentro de una jerarquía de la red eléctrica al caracterizar cómo los dispositivos de monitorización están conectados entre sí en la red eléctrica;

comparar los datos de tensión recibidos desde la pluralidad de dispositivos de monitorización, para detenninar la localización en la jerarquía del dispositivo de monitorización que mide la tensión más baja entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra; e

indicar la localización de una unión entre el conductor conectado a tierra y el conductor de conexión a tierra, como la localización del dispositivo de monitorización detenninado.

2l.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 20, caracterizado por que comprende mostrar a un usuario una indicación de si la unión es una unión correcta.
22.-Un método para identificar problemas de conexión a tierra en una red eléctrica, según la reivindicación 20, caracterizado por que comprende determinar automáticamente, en [unción de la jerarquía, una primera localización en la que debería existir una unión neutro-a tierra y, cuando no existe una unión semejante,

5 mostrar a un usuario una indicación de que la primera localización requiere una unión neutro-a tierra.