ES2989644T3

ES2989644T3 - Sistema y procedimientos de detección y localización de neutro flotante

Info

Publication number: ES2989644T3
Application number: ES18722302T
Authority: ES
Inventors: Lakshan Piyasinghe; David W Rieken
Original assignee: Aclara Technologies LLC
Current assignee: Aclara Technologies LLC
Priority date: 2017-04-11
Filing date: 2018-04-11
Publication date: 2024-11-27
Anticipated expiration: 2038-04-11
Also published as: WO2018191436A1; EP3610546A1; EP3610546B1

Abstract

La presente divulgación se refiere a nuevos sistemas y métodos que incorporan algoritmos de inferencia avanzados que pueden desarrollarse para detectar neutros flotantes utilizando mediciones fasoriales. En un aspecto, la presente divulgación se refiere al uso de mediciones fasoriales para detectar y localizar neutros flotantes en una red eléctrica distribuida. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimientos de detección y localización de neutro flotante

Antecedentes

La energía eléctrica se transmite generalmente desde las centrales de generación hasta los consumidores finales (industrias, comercios, residencias, etc.) a través de una red de transmisión y distribución formada por una red de centrales y subestaciones interconectadas por circuitos de transmisión/líneas de alta tensión. Desde la red de transporte, la energía puede distribuirse a los consumidores finales a través de un sistema de distribución.

Los fallos de neutro flotante crean situaciones potencialmente peligrosas y problemas de calidad de la energía en las redes eléctricas de distribución. Estos fallos son difíciles de detectar con los sensores de bajo coste existentes y plantean un problema difícil a las empresas de servicios públicos. En concreto, estos fallos crean situaciones potencialmente peligrosas y disminuyen la eficiencia. Además, los fallos de neutro flotante pueden dar lugar a problemas de calidad de la energía en los emplazamientos afectados. Por ello, es deseable disponer de medios robustos y fiables para detectar los fallos del neutro flotante utilizando mediciones de los equipos que se utilizan habitualmente en las redes eléctricas existentes.

El documento CN 104 898 017 A (STATE GRID CORP CHINA; DEZHOU POWER SUPPLY CO STATE GRID SHANDONG ELEC) divulga una localización de sección de falta de línea de red de distribución basada en distancia euclidiana En más detalle, el documento divulga detectar una falta de tierra basada en el desplazamiento de tensión. Además, la distancia euclidiana entre algunos puntos de la red se calcula a partir de los datos de forma de onda de corriente de tres ciclos antes y después del fallo. Basándose en la distancia euclidiana, se detecta la ubicación del fallo. El documento US 2010/277181 A1 (SAHA MURARI [SE] ET AL) describe un procedimiento para localizar una avería en una línea de transmisión o distribución eléctrica de dos terminales. Más detalladamente, el documento describe la detección de una avería en una línea de transmisión eléctrica basada en un modelo de línea. Se reciben medidas de corrientes trifásicas de dos terminales y de tensiones trifásicas de uno de los terminales. Se reciben los parámetros de transmisión de una línea. Se determina una componente simétrica de corriente y tensión correspondiente a las corrientes de fase y las tensiones de fase. Una tensión de bucle de defecto se determina a partir de uno de los dos bornes en función de las componentes simétricas de tensión correspondientes y de un tipo de defecto. La distancia a una avería vista desde uno de los terminales se determina en función de la tensión del bucle de avería. El documento US 2016/291076 A1 (RIEKEN DAVID W [US]) divulga sistemas y procedimientos para detectar fallos en una red de distribución de energía. En más detalle, el documento divulga un sistema con un procesador para determinar una probabilidad estimada de que cada línea de transmisión de un conjunto de líneas de transmisión que conectan un conjunto de nodos sea defectuosa basándose en los datos recibidos y generando un mapa de distribución que comprende el conjunto de nodos y el conjunto de líneas para su visualización. El procesador asigna la primera característica visual a cada nodo del conjunto de nodos basándose en la primera probabilidad estimada para el nodo correspondiente y la segunda característica visual a cada línea de transmisión del conjunto de líneas basándose en la segunda probabilidad estimada para la línea de transmisión correspondiente. También se conocen los siguientes documentos:

JINANE HARMOUCHE ET AL: "Faults diagnosis and detection using principal component analysis and Kullback-Leibler divergence", IECON 2012 -38TH ANNUAL CONFERENCE ON IEEE INDUSTRIAL ELECTRONICS SOCIETY, IEEE, 25 de octubre de 2012 (2012-10-25), páginas 3907-3912, XP032281577, DOI: 10.1109/IECON.2012.6389268 ISBN: 978-1-4673-2419-9;

YOUSSEF ABDULRAHMAN ET AL: "Enhancement of incipient fault detection and estimation using the multivariate Kullback-Leibler Divergence", 2016 24TH EUROPEAN SIGNAL PROCESSING CONFERENCE (EUSIPCO), EURASIP, 29 de agosto de 2016 (2016-08-29), páginas 1408-1412, XP033011168, DOI: 10.1109/EUSIPC0.2016.7760480;

ELSADD MAHMOUD A ET AL: "Incorporating earth fault location in management-control scheme for distribution networks", IET GENERATION, TRANSMISSION&DISTRIBU, IET, UK, Vol. 10, no. 10, 7 de julio de 2016 (2016 07-07), pp. 2389-2398, XP006057267, ISSN: 1751-8687, DOI: 10.1049/IET-GTD.2015.1143

Sumario

La invención se expone en las reivindicaciones independientes adjuntas. Las realizaciones preferentes se describen en las reivindicaciones dependientes. Las realizaciones que no entren en el alcance de las reivindicaciones deben interpretarse como ejemplos útiles para comprender la invención. La presente divulgación se refiere a sistemas y procedimientos novedosos que incorporan algoritmos de inferencia avanzados que pueden desarrollarse para detectar neutrales flotantes utilizando mediciones fasoriales. En un ejemplo, la presente divulgación se refiere al uso de mediciones fasoriales para detectar y localizar neutros flotantes en el lado de media tensión (MT) (por ejemplo, de 2 kV a 35 kV) de una red de distribución de energía.

En otro aspecto, un sistema de procesamiento ejecuta uno o más algoritmos para procesar información obtenida a partir de formas de onda que se monitorizan en partes de la red, incluyendo pero no limitándose a una subestación de distribución de energía. Las formas de onda pueden indicar un fallo de neutro flotante en la red eléctrica de distribución.

El sistema puede ejecutar o utilizarse para ejecutar una pluralidad de procedimientos para detectar fallos de neutro flotante. En un ejemplo, el procedimiento puede detectar neutrales flotantes utilizando clasificaciones estadísticas. En otro ejemplo, el procedimiento puede detectar neutros flotantes utilizando un algoritmo de paso de mensajes. En otro ejemplo, el procedimiento puede detectar neutros flotantes utilizando una clasificación basada en la tensión. Los procedimientos aquí descritos también pueden realizarse de acuerdo con instrucciones almacenadas en un medio de almacenamiento no transitorio legible por ordenador. Las instrucciones pueden ser ejecutadas por un procesador de un dispositivo informático o de procesamiento.

En un ejemplo, un procedimiento para detectar fallos de neutro flotante puede realizarse utilizando un sistema de detección y localización de neutro flotante, un sincronizador de fase y un dispositivo informático con memoria y procesador. El procedimiento incluye, en el procesador, sondear un primer nodo de la red de potencia distribuida para obtener los primeros datos fasoriales y determinar si el primer nodo es un punto de bifurcación. Si el primer nodo no es un punto de bifurcación, el procedimiento incluye el sondeo de un segundo nodo para los datos del segundo fasor, en el que el segundo nodo es secuencial al primer nodo. Si el primer nodo es un punto de ramificación, entonces el procedimiento incluye además agrupar los nodos secundarios del primer nodo en al menos dos grupos secundarios y calcular una distancia de Kullback-Leibler para cada fase dentro de cada uno de los grupos secundarios. Se asigna un valor de distancia total a cada uno de los grupos de secundarios. El procedimiento también incluye determinar si cada nodo de la red eléctrica distribuida ha sido sondeado para obtener datos fasoriales. Si no se ha sondeado ningún otro nodo de la red eléctrica distribuida, se sondea el siguiente nodo secuencial. A la inversa, si se han sondeado todos los nodos, el procedimiento incluye además la clasificación de cada arista como en buen estado o en estado defectuoso en función de la distancia total de Kullback-Leibler.

En otro ejemplo, el algoritmo de neutro flotante incluye la detección de fallos de neutro flotante utilizando una clasificación basada en la tensión. Un procedimiento incluye, en un procesador, la selección de un nodo de partida, la adquisición de medidas fasoriales para el nodo de partida y la estimación de tensiones para nodos intermedios. El procedimiento también incluye el cálculo de una distancia euclidiana entre las tensiones de los nodos, la asignación del valor de la distancia euclidiana a un borde apropiado entre los nodos, y la clasificación de cada nodo como en una condición saludable o una condición de falla basada en los valores de distancia euclidiana asignados.

En un ejemplo, el algoritmo de neutro flotante incluye detectar fallos de neutro flotante utilizando un proceso de paso de mensajes, el procedimiento incluye además, en un procesador, generar un grafo factorial de una red de nodos utilizando factorización bayesiana y calcular valores de tensión para cada nodo basándose en una tensión principal y un estado de borde de cada nodo. El procedimiento también incluye el cálculo de un estado de borde probabilístico para cada rama de la red de nodos, y la distribución de las mediciones fasoriales a cada nodo según los estados de tensión de los nodos.

Breve descripción de los dibujos

Los dibujos representan diversas características, componentes y ejemplos de los sistemas y procedimientos divulgados.

La FIG. 1 es un diagrama de bloques que ilustra un sistema ejemplar de mediciones fasoriales.

La FIG. 2 es un diagrama de bloques que ilustra una cadena ejemplar de procesamiento de señales del sincronizador de la FIG. 1.

La FIG. 3 es un diagrama de bloques que ilustra una cadena de procesamiento de señal ejemplar de los contadores de la FIG. 1.

La FIG. 4 es un diagrama que ilustra un funcionamiento ejemplar del sistema de mediciones fasoriales de la FIG.

1.

La FIG. 5 es un gráfico que ilustra cálculos fasoriales ejemplares del sistema de mediciones fasoriales de la FIG.

1.

La FIG. 6 es un diagrama que ilustra las diferencias de velocidad de reloj entre un sincronizador y un contador.

La FIG. 7 es un gráfico que ilustra funciones de densidad de probabilidad ejemplares del sistema de mediciones fasoriales de la FIG. 1.

La FIG. 8 es un diagrama que ilustra un funcionamiento ejemplar del sistema de mediciones fasoriales de la FIG.

1.

La FIG. 9 es un diagrama que ilustra una forma de onda ejemplar del sistema de mediciones fasoriales de la FIG.

1.

La FIG. 10 es un diagrama esquemático de un ejemplo de red eléctrica distribuida.

La FIG. 11 incluye diagramas de nodos de circuito y un diagrama vectorial del ejemplo de red de potencia distribuida de la FIG. 10.

La FIG. 12 es un diagrama esquemático de un ejemplo de red eléctrica distribuida con conexión a tierra múltiple. La FIG. 13 incluye diagramas de nodos de circuito y un diagrama vectorial del ejemplo de red eléctrica distribuida multitierra de la FIG. 12.

La FIG. 14 es un gráfico que representa las tensiones reales simuladas por unidad de medida frente a la tensión compleja por desplazamiento de fase ("imag") por unidad para la red eléctrica distribuida multiterritorial de la FIG.

12.

La FIG. 15 es el diagrama de un sistema de detección y localización de neutro flotante, según un ejemplo.

La FIG. 16 ilustra las funciones sincronizadas de un sincronizador de fase del sistema de detección y localización del neutro flotante y un contador de la red pública, según un ejemplo.

La FIG. 17 es un diagrama de nodos y fórmulas de ejemplo utilizadas para calcular las tensiones en los nodos afectados de acuerdo con un ejemplo del sistema de detección y localización del neutro flotante.

La FIG. 18 es un listado de las ecuaciones de flujo de potencia utilizadas para calcular las tensiones en todos los nodos de acuerdo con un ejemplo del sistema de detección y localización del neutro flotante.

Las FIG. 19A y 19B son gráficos que representan las tensiones reales simuladas por unidad de medida frente a la tensión compleja por desplazamiento de fase ("imag") por unidad para barras de tierra de distintas resistencias en un ejemplo de la red eléctrica distribuida multipuesta a tierra de la FIG. 12.

La FIG. 20 es un diagrama de flujo que ilustra un ejemplo de herramienta de simulación de flujo de potencia de barrido hacia delante y hacia atrás utilizada para probar diversas realizaciones del sistema de detección y localización de neutro flotante.

La FIG. 21 incluye un gráfico y un diagrama que muestran nodos simulados de una red eléctrica distribuida que pueden verse afectados por una condición de neutro flotante simulada y detectada por un ejemplo del sistema de detección y localización de neutro flotante.

La FIG. 22 es un diagrama de flujo que ilustra un ejemplo de procedimiento de clasificación estadística de datos fasoriales para identificar y localizar condiciones de fallo de neutro flotante según un ejemplo de sistema de detección y localización de neutro flotante.

Las FIG. 23-24 son diagramas de agrupación de nodos para ilustrar diversas agrupaciones de nodos de una red eléctrica distribuida según el procedimiento de clasificación estadística de la FIG. 22.

La FIG. 25 es un diagrama de flujo que ilustra un ejemplo de un procedimiento de paso de mensajes para identificar y localizar condiciones de fallo de neutro flotante según una realización del sistema de detección y localización de neutro flotante.

La FIG. 26 es un diagrama de flujo que ilustra un ejemplo de un procedimiento de clasificación basado en la tensión para identificar y localizar condiciones de fallo de neutro flotante según una realización del sistema de detección y localización de neutro flotante.

La FIG. 27 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento de simulación utilizado para probar diversas realizaciones del sistema de detección y localización de neutrales flotantes.

Los caracteres de referencia correspondientes indican las partes correspondientes en todos los dibujos.

Descripción detallada

La presente divulgación se refiere en general a sistemas y procedimientos que incorporan algoritmos de inferencia avanzados para detectar neutrales flotantes utilizando mediciones fasoriales. En varios ejemplos, uno o más contadores de una red de distribución eléctrica tendrán instalado el sistema descrito para medir los fasores de tensión y corriente de forma sincrónica en toda la red. Estos fasores pueden transmitirse a una ubicación central y alimentarse a un motor de inferencia para detectar y localizar neutros flotantes.

Varios contadores de servicios públicos pueden estar equipados con una Unidad de Medición Fasorial (PMU) que mide las ondas eléctricas en una red eléctrica utilizando una fuente de tiempo común para la sincronización y utilizando el ángulo de fase como una cantidad relativa. Cuando se combinan fasores tomados de diferentes partes de una red eléctrica, suele ser necesario alinear los elementos de ángulo de fase con una referencia de fase común; esto se suele hacer en las PMU mediante el uso de señales de temporización GPS. Estos fasores se denominan sincrofasores.

Uno o más contadores de una red de distribución pueden tener dispositivos capaces de realizar mediciones fasoriales. En algunos ejemplos, las mediciones fasoriales pueden obtenerse utilizando una PMU. En otros ejemplos, las mediciones pueden obtenerse utilizando otros tipos de PMU. Un experto en la materia apreciará que puede utilizarse cualquier tipo de dispositivo que mida las ondas eléctricas en una red eléctrica utilizando una fuente de tiempo común para la sincronización.

En un ejemplo, un sistema para detectar el neutro flotante puede incluir un dispositivo de procesamiento con un procesador y memoria; y una o más PMU que pueden estar localizadas en subestaciones eléctricas o en contadores de consumidores finales. Las PMU proporcionan al ordenador mediciones de la tensión de secuencia positiva y del fasor de corriente, y el ordenador calcula la potencia compleja que tiene un componente real y un componente imaginario, utilizando dichas mediciones de la tensión de secuencia positiva y del fasor de corriente; y utiliza el componente real de la potencia compleja como un megavatio calculado y el componente imaginario de la potencia compleja como un megavoltio-amperio calculado; y utiliza los cálculos del megavatio calculado y del megavoltioamperio calculado en un algoritmo de estimación de estado.

El sistema puede incluir una pluralidad de procedimientos para detectar fallos de neutro flotante. En un ejemplo, el procedimiento puede detectar neutrales flotantes utilizando clasificaciones estadísticas. En otro ejemplo, el procedimiento puede detectar neutros flotantes utilizando un algoritmo de paso de mensajes. En otro ejemplo, el procedimiento puede detectar neutros flotantes utilizando una clasificación basada en la tensión.

Los sistemas descritos se comunican a través de varias partes de una red de distribución de energía para transmitir y recibir datos. El sistema y los procedimientos descritos cuantifican el ángulo de fase entre las mediciones de los fasores de tensión y corriente en un punto o entre dos puntos cualesquiera de la red de distribución de energía y no requiere GPS u otra referencia de reloj externa para la sincronización temporal. Por ejemplo, el sistema mide la fase de la tensión de red en cualquier dispositivo de medición capaz en relación con una tensión de red de su subestación matriz. El sistema también mide el fasor de corriente de forma sincrónica con el fasor de tensión en cualquier dispositivo de medición capaz y, por tanto, de forma sincrónica con el fasor de tensión de la subestación de origen. En una forma, el sistema se implementa en firmware integrado en los puntos de medición y utiliza un transmisor de banda de muy baja frecuencia (<v>L<f>) y/o de banda de frecuencia ultrabaja (ULF) en cada subestación de la red de distribución eléctrica.

FIG. 1 ilustra un sistema ejemplar de medición de fasores sincronizados (es decir, sincrofasores), generalmente indicado como 100. El sistema de mediciones fasoriales sincronizado 100 incluye una subestación 102, una red de distribución de energía 104 y dispositivos de medición 106. La subestación 102 incluye un dispositivo sincronizador 108. Los dispositivos de medición 106 están conectados mecánica, eléctrica y/o comunicativamente a aspectos de la red de distribución de energía 104. Como se ilustra en la Fig. 1, los dispositivos de medición 106 pueden estar conectados a transformadores (por ejemplo, transformadores de distribución que reducen la media tensión a baja tensión). El dispositivo sincronizador 108 también está conectado mecánica, eléctrica y/o comunicativamente a aspectos de la red de distribución de energía 104, como se describe más adelante. El dispositivo sincronizador 108 puede estar conectado a la red 104 mediante un transformador, como se muestra en la Fig. 1. En una forma, el dispositivo sincronizador 108 está acoplado eléctrica y/o comunicativamente a los dispositivos de medición 106 a través de la red de distribución eléctrica 104. En otra forma, algunos aspectos del sistema 100 (por ejemplo, la red 104, los dispositivos de medición 106, el dispositivo sincronizador 108, etc.) comprenden un sistema de comunicación por línea eléctrica (PLC). La velocidad a la que el sistema 100 es capaz de medir fasores depende de la velocidad de transmisión de datos del sistema PLC. En un ejemplo, el sistema p Lc tiene una velocidad de bajada de datos de 10 a 100 bits por segundo (bps), lo que resulta en una velocidad de intervalo de aproximadamente 1 a 10 segundos.

En un ejemplo, la red de distribución de energía 104 comprende líneas de distribución cada una adaptada para transportar energía eléctrica que tiene diferentes fases de cableado. Por ejemplo, una línea de distribución 104-A puede estar adaptada para transportar energía eléctrica de Fase A a los dispositivos de medida 106-A, una línea de distribución 104-B puede estar adaptada para transportar energía eléctrica de Fase B a los dispositivos de medida 106-B, y una línea de distribución 104-C puede estar adaptada para transportar energía eléctrica de Fase C a los dispositivos de medida 106-C. En un ejemplo, las líneas de distribución de la red de distribución de energía 104 pueden transportar energía eléctrica que tenga una combinación de Fase A, Fase B y/o Fase C. En un ejemplo, las líneas de distribución de la red de distribución de energía 104 pueden transportar energía eléctrica que tenga una combinación de Fase A, Fase B, y/o Fase C. Por ejemplo, cuando el sistema incluye transformadores delta-Y y/o Y-delta, las fases de las salidas de estos transformadores no serán Fase A, Fase B, o Fase C puras, sino que en su lugar pueden ser una combinación de Fase A, Fase B, y/o Fase C. En una forma, el sistema 100 utiliza PLC para proporcionar medidas fasoriales sincronizadas de forma ubicua a través de la red de distribución de energía 104.

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

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

En una forma, el sistema 100 se utiliza para aplicaciones de operaciones en tiempo real tales como el conocimiento de la situación en un área amplia (por ejemplo, monitorización del factor de potencia, monitorización y tendencias de tensión o corriente, etc.), diagnóstico de desequilibrios de tensión del sistema, detección y evitación de eventos (por ejemplo, detección de neutro flotante, detección de fallos, etc.), alarma y establecimiento de límites de funcionamiento del sistema, estimación de estado, detección y restauración de interrupciones, planificación de operaciones en tiempo real, y similares. Mediante la monitorización del factor de potencia y la distribución de tensión a través de la red de distribución de energía 104 a través del sistema 100, se puede determinar la colocación y el ajuste óptimos para dispositivos tales como bancos de condensadores y reguladores de tensión. Algunos aspectos del sistema 100 también pueden proporcionar mediciones de sincrofasores para calcular factores de desequilibrio de tensión que pueden utilizarse para analizar condiciones de desequilibrio en la red de distribución de energía 104. Los sincrofasores ejemplares incluyen mediciones de valores en la red de distribución de energía 104 (por ejemplo, potencia, tensión, corriente, etc.) con fecha y hora según una referencia temporal común.

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

El generador de impulsos de sincronización 202 está adaptado para generar un impulso de sincronización para establecer una referencia de tiempo común entre el dispositivo de sincronización 108 y los dispositivos de medición 106, como se describe más adelante. El modulador 204 está adaptado para generar una señal de comunicaciones codificada con información pertinente para establecer referencias de fase en los dispositivos de medición remotos 106 en relación con el dispositivo de sincronización 108, como se describe más adelante. En una forma, el pulso de sincronización (por ejemplo, señal) y la señal de comunicaciones se combinan en un paquete de comunicaciones. El convertidor D/A 206 está adaptado para convertir el paquete de comunicaciones de una representación digital de una cantidad (por ejemplo, una amplitud) a una cantidad física continua (por ejemplo, una tensión). El amplificador 208 está adaptado para amplificar el paquete de comunicaciones analógicas antes de su transmisión a través de la red 104.

El acoplador 210 está adaptado para conectar el dispositivo de sincronización 108 a la red 104, bloquear las señales de red de alta tensión del resto del dispositivo y permitir que las señales analógicas generadas pasen sin obstrucciones a las líneas de alimentación de la red 104. En una forma, el acoplador 210 conecta el dispositivo de sincronización 108 a la red 104 mediante una conexión de baja tensión (BT). Adicional o alternativamente, el acoplador 210 comprende un punto de conexión trifásico para el dispositivo de sincronización 108.

El convertidor A/D 212 está adaptado para muestrear la tensión de red en el punto de conexión. En un ejemplo, el convertidor A/D 212 está adaptado para muestrear la forma de onda, a partir de la cual se derivan la magnitud y la fase de la tensión. Como se muestra en la Fig. 2, la señal producida por el convertidor A/D 212 se envía al detector 218. En un ejemplo adicional o alternativo, la señal producida por el convertidor A/D 212 se envía al PLL 216 a través de un filtro de paso de banda 214, como se describe más adelante. En una forma, la necesidad de enviar la señal producida por el convertidor A/D 212 al PLL 216 a través del filtro de paso de banda 214 se rige por la relación señalruido (SNR) de la onda senoidal de 60 Hz. Por ejemplo, en situaciones de alto SNR (por ejemplo, cuando la forma de onda se ve afectada mínimamente por ruido y/o distorsión, etc.) el ángulo de fase de la señal se infiere a partir de los cruces por cero de la forma de onda sin procesar, y en situaciones de bajo SNR (por ejemplo, cuando la forma de onda está dañada por ruido y/o distorsión, etc.) el PLL 216 se utiliza para generar una representación fiel del componente fundamental de la forma de onda y el ángulo de fase de la señal se infiere a partir de los cruces por cero de esa representación en lugar de la forma de onda sin procesar. El detector 218 está adaptado para analizar la forma de onda de la línea eléctrica para detectar un impulso de sincronización, si alguna vez hay uno presente. El PLL 216 está adaptado para seguir la fase de la tensión de red. En un ejemplo adicional o alternativo, el<p>L<l>216 está adaptado para seguir la amplitud de la tensión de red. Un PLL 216 ejemplar incluye un detector de fase, un filtro de bucle, un oscilador controlado por tensión (VCO) y un divisor de frecuencia. En un sistema ejemplar, el divisor del divisor de frecuencia es igual a uno, de modo que la frecuencia de salida es igual a la frecuencia de entrada (es decir, no se utiliza la función divisora). Cuando el algoritmo 220 detecta una señal de sincronización, la hora de detección, la fase y la magnitud de la tensión y la corriente de la línea eléctrica se almacenan en un dispositivo de memoria y se envían al modulador 204 para su transmisión en la siguiente baliza. En el presente documento se describen detalles adicionales sobre el algoritmo 220.

La FIG. 3 ilustra un dispositivo de medición 106 de cadena de procesamiento de señal ejemplar. De acuerdo con la Fig. 3, los dispositivos de medición 106 toman muestras de la tensión y la corriente observadas en el punto de medición y operan sobre ellas con un PLL. La cadena de procesamiento de señal ilustrada incluye un filtro de paso bajo 302 para la corriente, un convertidor A/D 304 para la corriente, un filtro de paso de banda 306 para la corriente, un PLL 308 para la corriente, un filtro de paso bajo 310 para la tensión, un convertidor A/D 312 para la tensión, un filtro de paso de banda 314 para la tensión, un PLL 316 para la tensión, un detector 318, un demodulador 320, y un algoritmo 322 almacenado como instrucciones legibles por procesador en un medio tangible no transitorio tal como un dispositivo de memoria y ejecutado por un procesador. En una forma, la cadena de procesamiento de señal ejemplar ilustrada por la FIG. 3 se proporciona mediante dispositivos de medición 106 que tienen filtros 302, 310 y convertidores A/D 304, 312 capaces de satisfacer el criterio de Nyquist para la baliza y un dispositivo de memoria adecuado y uno o más procesadores.

Los filtros de paso bajo 302 y 310 son filtros antialiasing configurados como apropiados para las frecuencias de muestreo de los convertidores A/D 304, 312, respectivamente. El convertidor A/D 304 está adaptado para convertir las señales de corriente filtradas pasadas por el filtro de paso bajo 302 de la cantidad de corriente continua a una representación digital de la amplitud de la cantidad. Del mismo modo, el convertidor A/fD 312 está adaptado para convertir las señales de tensión filtradas pasadas por el filtro de paso bajo 310 de la cantidad de tensión continua a una representación digital de la amplitud de la cantidad. La señal de corriente muestreada producida por el convertidor A/D 304 tiene la magnitud y fase para la corriente que se derivará de la misma a través del algoritmo 322. La señal de tensión muestreada producida por el convertidor A/D 312 se envía al detector 318 que, cuando detecta un impulso de sincronización, hace que la magnitud y la fase de la tensión se deriven de la misma a través del algoritmo 322. Opcionalmente, las señales digitales producidas por los convertidores A/D 304 y 312 se envían a los PLL 308 y 316, respectivamente, a través de los filtros de paso de banda 306 y 314, respectivamente. El demodulador 320 demodula el paquete de comunicaciones recibido del dispositivo sincronizador 108, que contiene la fase y la magnitud del fasor de tensión del dispositivo sincronizador 108, la marca de tiempo y el índice, en el momento de un impulso de sincronización anterior, como se describe más adelante.

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

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

En la etapa 410, cada dispositivo de medición 106 descodifica el paquete de comunicaciones. La presencia de un paquete de comunicaciones se indica mediante la detección de la señal de sincronización (por ejemplo, etapa 406). En el paquete de comunicaciones se incluyen mediciones fasoriales en el dispositivo sincronizador 108 para la baliza anterior. También se incluye el ID de sincronización de las sincronizaciones medidas e incluidas en este paquete para que se pueda realizar la asociación correcta. Durante la etapa 412, cada uno de los dispositivos de medición 106 calcula los fasores relativos restando los fasores locales del fasor de referencia en el dispositivo sincronizador 108. En una forma, los fasores de referencia tienen una iteración de antigüedad porque el paquete de comunicaciones incluye datos de la sincronización anterior y no de la actual. En otras formas, los fasores de referencia pueden tener más de una iteración de antigüedad o pueden contener datos de la sincronización actual (es decir, los datos tienen cero iteraciones de antigüedad). Mediante el examen de los tiempos de detección de forma remota (por ejemplo, en el dispositivo sincronizador 108) y local (por ejemplo, en el dispositivo de medición 106), se pueden inferir las diferencias en la velocidad del reloj y la deriva del reloj entre el reloj del contador y el reloj del sincronizador. Es posible mejorar la resolución del fasor corrigiendo la desviación del reloj, como se describe más adelante.

En la etapa 414, el dispositivo sincronizador 108 marca el fasor de tensión en su propia ubicación en el momento de esta detección. El dispositivo sincronizador 108 también marca la hora a la que se ha realizado la detección. Estos campos se dejan en blanco cuando el dispositivo sincronizador 108 no detecta una señal de sincronización durante una iteración. En la etapa 416, el dispositivo sincronizador 108 crea un nuevo paquete de comunicaciones que consiste en el ID de sincronización detectado, el fasor de tensión registrado y la marca de tiempo de la etapa 414 antes de volver a la etapa 402.

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

r(t) = h(t) * s (t - t> np(t) + nc(t) {.))

donde h(t) es la función de transferencia del canal entre el dispositivo sincronizador 108 y el dispositivo de medición 106. En el presente documento, el símbolo * indica convolución si se utiliza como operación y conjugación compleja si se utiliza como superíndice. El ruido aditivo se descompone en ruido periódico, n<P>(t), y ruido cicloestacionario, n<c>(t), donde E[\np(t)l2]" E [|nc(f)|2]. La señal de sincronización transmitida contiene un retardo desconocido,<t>, cuya sincronización es necesario estimar. Si

donde T es el periodo de red y satisfacen

VíV~ t A

¿ S “ :0 V i ~ U

entonces los detectores emparejados 218, 318 están configurados para cancelar el ruido periódico n<p>(t) dejando sólo el ruido cicloestacionario n<c>(t).

El tiempo de detección viene dado por

í = argnsaxr(í) *

= argmaxh(t)* s(t — r) * s’ ( - f ) nc(t)*s’( - t )

~ argmaxh(t) * Rs(t -r)nc * s*(t ~r) (4)

donde

¿UO = s ( t ) * s ‘ ( - t ) , (5)

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

Así, la varianza deTdisminuye con el aumento deARs(0)y con la disminución de E [\nc(t)|2]. Además, la anchura del lóbulo principal de la señal de sincronización enRs(t)influye directamente en la estimación de la hora de llegada. Por consiguiente, un lóbulo principal más estrecho redunda en una mayor precisión. Para la mayoría de las señales de interés, el lóbulo principal sólo puede estrecharse aumentando el ancho de banda de la señal. De una forma, la varianza deTse mejora aumentando su duración y, por tanto, su energía. De otra forma, la varianza deTse mejora aumentando su ancho de banda.

Cuando la función de transferencia del canal, h(t), es tal que

i$(t) *A (í)|2 « E[|nc(í) *s (t)|2] (7!

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

La señal de sincronización es seguida por una señal de comunicaciones que contiene un identificador único para la baliza a la que está unida. La señal de comunicación también contiene información sobre la extracción del fasor en el dispositivo sincronizador 108 durante una baliza anterior. Un sistema PLC como el descrito en el presente documento es capaz de penetrar en la red de distribución eléctrica 104 y operar en una banda (por ejemplo, al menos 1 kHz) lo suficientemente baja como para permitir el acoplamiento de un generador de forma de onda digital a la línea eléctrica L V mediante un dispositivo de acoplamiento lineal (por ejemplo, el acoplador 210). Los sistemas de comunicación ejemplares incluyen el sistema de comunicación TW ACS Gen-V y/u otros sistemas CDMA-OFDM con modulación 4-QAM. En una forma, el sistema de comunicación utiliza un código BCH (255,99) para codificar una trama completa de enlace descendente en 14 chips con un código de dispersión de longitud 32 y una velocidad de datos de enlace descendente de 99/(14 x 33 x 1/60) = 12,86 bps.

En otra forma, los ejemplos incluyen un modulador de comunicaciones que no utiliza un generador de forma de onda digital. Por ejemplo, un sistema de comunicaciones TWACS puede generar señales mediante un procedimiento de carga conmutada. El problema del tiempo de llegada se replantea modificando (1) de la siguiente manera

r ( t ) ™h(í)*s(t-<t>;8)4-np(t)+nc(t)(8)

donde 0 es un parámetro perturbador que representa las cualidades desconocidas de la señal TWACS para la transmisión dada. El estimador del tiempo de llegada estima estos parámetros para obtener la estimación de<t>. Dado que se transmiten múltiples balizas, el receptor rastrea estos parámetros y afina su estimación, y por tanto su estimación temporal, a medida que llega cada baliza. Combinando esto con el algoritmo de sincronización adecuado y la estimación del tiempo se obtienen las mediciones fasoriales. En una forma, el sistema de comunicación incluye un receptor digital, tiene una velocidad de datos de enlace descendente de aproximadamente 30 bps, e incluye un preámbulo para servir como señal de sincronización, s(t). En un ejemplo en el que los módems del sistema de comunicaciones tienen convertidores A/D conectados a la red de L V, la medición del sincrofasor puede implementarse como una actualización de firmware descargable.

La FIG. 5 ilustra cálculos fasoriales ejemplares del sistema de mediciones fasoriales 100 en el que el dispositivo sincronizador 108 y el dispositivo de medición 106 funcionan en fases de cableado diferentes. Con cada baliza, los fasores del dispositivo de sincronización 108 y del dispositivo de medición 106 se muestrean a intervalos irregulares, de modo que el ángulo de fase de cada uno parece aleatorio, como se ilustra en los cuadrados (fasor del dispositivo de sincronización 108) y los rombos (fasor del dispositivo de medición 106). Como ilustran los círculos y la línea, el ángulo entre los fasores, el ángulo de fase relativo, es casi constante. La desviación típica del ángulo de fase así medido es de 0,9961°. Como se describe en el presente documento, el ruido de la línea eléctrica introduce errores en la estimación del tiempo de llegada tanto en el dispositivo sincronizador 108 como en el dispositivo de medición 106. Así, los fasores de tensión del sincronizador y de tensión del contador se muestrean en tiempos ligeramente diferentes. Estos errores son estadísticamente independientes. Disponer del tiempo de detección en ambos lugares permite corregir el ángulo fasorial para tener en cuenta la diferencia en los tiempos de detección. Por ejemplo, esto puede lograrse traduciendo la hora del contador a la hora del concentrador, por ejemplo sincronizando relojes distantes.

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

Consideremos dos relojes no sincronizados que cada uno reporta el tiempo presente como funciones f(t) y g(t) del tiempo verdadero t. Dado que ambas funciones f y g son uno-a-uno (p.ej., no reportarán el mismo tiempo en dos tiempos diferentes) y continuas, entonces existe una función, h, que mapea el tiempo reportado por el reloj g al tiempo reportado por el reloj f. En otras palabras h(g(t)) = f(t). La función h también debe ser unívoca y continua, por lo que puede representarse mediante la expansión

Suponiendo que se observa una secuencia de N eventos en ambos relojes, si los tiempos verdaderos de cada evento son tü, t-i, ... tN-<1>, entonces los tiempos registrados para eln-ésimoevento en cada reloj son

fn ~/ ( £ « )ef.n(10)

donde e/;n y eg,n son errores de medición asociados a cada reloj. Por ejemplo, los errores pueden deberse a las imperfecciones en la estimación del tiempo de sincronización. Dadas las medidas f del reloj fo, fi, ... fm y las medidas del reloj g g<0>, g<1>,. . . gN-<1>, se puede estimar h<0>, h<1>,..., hk mediante regresión. Esto proporciona un procedimiento para convertir de un reloj a otro. El valor óptimo de K < N dependerá de los relojes.

En una forma, la habilidad de convertir de un reloj a otro puede ser usada para corregir errores en la medida de fase relativa que son debidos a diferencias en el tiempo en el que las fases fueron medidas debido a los términos de erroref,nyeg,n.Los fasores medidos en cada reloj se obtienen a partir de sinusoides complejas que funcionan con distintos ángulos de fase:

El fasor del sincronizador, expresado por la ecuación (12), se observa en un momento diferente que el fasor del contador, expresado por la ecuación (13), debido al error, ef,n. Se estima la hora de observación del fasor del contador en el reloj del sincronizador,h(gn)Sin embargo, podemos estimar a qué hora se observó el fasor del contador en el reloj del sincronizador,h(gn):

La ecuación (14) tiene el mismo primer término en el núcleo que la ecuación (12), pero con un término de fase diferente. Esto representa una corrección en fase debida a la diferencia en los tiempos de muestreo en ambas ubicaciones, dado que la frecuencia de la sinusoide, es conocida. Ese término de fase es

^(«baliza ) "" Wr-(/'f,(7.,)fn }>'-/"Vi.

(15)

En otras palabras, la fase medida en el reloj r puede corregirse añadiéndole U<c>(h(g<h>) -f<n>). Es interesante observar que h(g<n>) -f<n>es el residuo del ajuste regresivo de g<n>a f<n>.

Aplicando la Ecuación (15) al conjunto de datos de la Fig. 5 se obtienen las funciones de densidad de probabilidad ilustradas en la FIG. 7. La desviación típica de los fasores sin procesar es de 0,9961° y la de los corregidos, de 0,2398°. Para una red de 60 Hz, esto corresponde a una desviación típica de la sincronización temporal de 46,1 ps para los fasores sin procesar y de 11,1 ps para los fasores corregidos. Como se ha indicado anteriormente, el término de frecuencia, U<c>, es el mismo en las ecuaciones (12) y (13). En una forma, este término de frecuencia puede ser diferente para ambos relojes ya que ambos relojes progresan a un ritmo diferente. En otra forma en la que la verdadera frecuencia sinusoidal es de 60 Hz, los relojes f y g no difieren en más de unas pocas partes por millón y la diferencia de frecuencia es despreciable. El algoritmo de sincronización descrito en el presente documento también puede utilizar la actualización en tiempo real de la función de sincronización del reloj, h, como a través de un filtro de Kalman, por ejemplo.

En una forma, los ejemplos proporcionan una determinación de fase de onda sinusoidal a partir de cruces por cero de su forma de onda. La fase de una sinusoide pura en cualquier tiempo de referencia arbitrario W puede determinarse a partir de la posición de sus cruces por cero con respecto a ese tiempo de referencia. Esta propiedad se deduce del hecho de que el ángulo de fase es una función lineal del tiempo cuando la frecuencia es constante

donde T, que es el período de la sinusoide, puede determinarse midiendo el tiempo entre cualquier par de cruces por cero y el número de semiperíodos que abarcan.

Una vez establecido el tiempo de referencia t<ref>, y determinado T, la cantidad de tiempo entre t<ref>y el siguiente cruce por cero ascendente (por ejemplo, de negativo a positivo) en t<zc+>o descendente (por ejemplo, de positivo a negativo) en t<zc->puede convertirse en un ángulo de fase. Reconociendo que el ángulo de fase de una onda sinusoidal es cero, por definición, en un cruce por cero ascendente

<P(tzc + )= O =4>(tref)+ 2n[(tzc+ - tref)/T](17)

se deduce que

4>(tref) = -2n[(tzc+ - tref)/T](18)

Análogamente, la fase de una sinusoide es n, por definición, en un cruce por cero hacia abajo

y resulta que

4>{tref) = n -2<jt>[(<í>zc_ -tref)/T\(20)

La técnica anterior supone una sinusoide pura sin desplazamiento de CC, contenido armónico o ruido, lo que puede no ser válido para las formas de onda de la línea eléctrica. Las formas de onda de la línea eléctrica pueden tener un contenido armónico par significativo que destruya la simetría por encima y por debajo de cero voltios o pueden estar corrompidas por ruido suficiente para crear múltiples cruces por cero reales en las proximidades de cada cruce por cero teórico. En este caso, el uso de cualquier cruce por cero medido, ascendente o descendente, como base para la determinación de la fase puede producir resultados incorrectos debido al ruido y la distorsión de la forma de onda. Las expresiones de fase de las ecuaciones (18) y (20) pueden utilizarse para explotar múltiples cruces por cero medidos de forma que puedan mejorarse las estimaciones tanto del ángulo de fase en tref como del periodo de onda sinusoidal T, como se describe más adelante.

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

Continuando con la referencia a las FIGS. 8 y 9, el tiempo de referencia tref se establece en la etapa 802. Para las mediciones fasoriales, tref corresponde a la ubicación del impulso de sincronización recibido, de una forma. Las posiciones reales de cualquier región de cruce por cero de la forma de onda sinusoidal 902 se caracterizan, en la etapa 804, en un intervalo de uno o más medios períodos. El número de regiones de cruce por cero que hay que caracterizar es arbitrario y no tiene por qué ser consecutivo. El algoritmo desliza una ventana a través de la señal hardclipped 904 y observa la suma de los valores de la muestra hard-clipped dentro de esa ventana en la etapa 806. En una forma, la señal de recorte duro 904 es una versión de "recorte duro" de la forma de onda sinusoidal 902 (por ejemplo, el valor de la señal de recorte duro 904 es X cuando la señal de entrada es positiva y es -X cuando la señal de entrada es negativa, donde X es un valor positivo arbitrario) que facilita la identificación de los cruces por cero. En la etapa 808, se determina si los valores dentro de la ventana deslizante son positivos, negativos o cero. Si todos o casi todos los valores dentro de la ventana deslizante son positivos, entonces se sabe que la ventana está dentro del semiciclo positivo de la forma de onda sinusoidal 902. Si todos o casi todos los valores dentro de la ventana deslizante son negativos, entonces se sabe que la ventana está dentro del semiciclo negativo de la forma de onda sinusoidal 902. Si la suma o la media de los valores de la ventana deslizante es aproximadamente cero, entonces la ventana se encuentra en el cruce por cero de la forma de onda sinusoidal 902. La dirección del cruce por cero puede deducirse del contexto. En la etapa 810, las posiciones de cualquiera o todos los cruces por cero medidos dentro de la ventana se introducen en ecuaciones matriciales y las ubicaciones estimadas de los cruces por cero reales de la forma de onda sinusoidal 902 se calculan mediante regresión lineal utilizando inversión matricial. Para las mediciones fasoriales, el algoritmo puede aplicarse a la salida de onda sinusoidal de un PLL (por ejemplo, los PLL216.308, y/o 316 descritos aquí) donde las mejoras de fidelidad de la señal realizadas por el PLL son aumentadas por la regresión de cruce por cero. En otra forma, como las situaciones que tienen una alta relación señal-ruido, el PLL se puede omitir y la regresión de cruce por cero se puede aplicar directamente a la forma de onda de la línea de alimentación.

Las ecuaciones matriciales resultantes de los ejemplos ilustrados en la FIG. 9 tienen la forma de la ecuación 21:

Para el ejemplo de la FIG. 9, donde hay múltiples cruces por cero en cada región de cruce por cero, las ecuaciones matriciales son de la forma de la Ecuación 22:

Los valores para W y T pueden estimarse a partir de los cruces por cero en una o más regiones de cruce por cero de la sinusoide de entrada por medio de una pseudoinversa de Moore-Penrose como en la Ecuación 23:

En referencia a la FIG. 9, los tiempos t<zc1->a t<zc3+>denotan un lapso ejemplar de semiperíodos sobre los cuales se caracterizan las regiones de cruce por cero de la forma de onda. El algoritmo ilustrado en la FIG. 8 explota el hecho de que el tiempo asociado con cada cruce por cero que ocurre después de W puede expresarse como la suma del tiempo hasta el cruce por cero inicial, t<¡n¡t>= t<zc+>- W o t<init>= t<zc->- W más un múltiplo entero de T/2, como se ilustra en la FIG. 9.

En un ejemplo, el sistema de mediciones fasoriales sincronizado 100 incluye una red de distribución eléctrica (por ejemplo, la red de distribución de energía 104), al menos un dispositivo de medición 106 conectado a la red de distribución eléctrica, y un dispositivo sincronizador 108. El dispositivo sincronizador 108 está conectado a la red de distribución eléctrica en un punto trifásico de la red (por ejemplo, el acoplador 210). El dispositivo sincronizador 108 está adaptado para generar una baliza que transmite al menos un dispositivo contador 106 a través de la red de distribución eléctrica. La baliza comprende un impulso de sincronización adaptado para establecer una referencia temporal común entre el dispositivo sincronizador 108 y el al menos un dispositivo de medición 106. La baliza comprende datos fasoriales de referencia adaptados para establecer referencias de fase relativas al dispositivo sincronizador 108 en el al menos un dispositivo de medición 106.

En otro ejemplo, el dispositivo sincronizador 108 incluye el generador de impulsos de sincronización 202, el acoplador 210, el convertidor A/D 212, el detector 218, el PLL 216, y el modulador 204. El generador de impulsos de sincronización 202 está adaptado para generar el impulso de sincronización de la baliza. El acoplador 210 está adaptado para acoplar el dispositivo sincronizador 108 a una red de distribución eléctrica (por ejemplo, la red de distribución de energía 104) y adaptado para transmitir la baliza en la red de distribución eléctrica. El convertidor A/D 212 está adaptado para muestrear una tensión en la red de distribución eléctrica en el acoplador 210. El detector 218 está adaptado para detectar la baliza transmitida en la tensión muestreada. El PLL 216 está adaptado para seguir una fase de la tensión muestreada. El modulador 204 está adaptado para modular un tiempo de detección de la baliza, la fase de la tensión muestreada en el tiempo de detección, y la amplitud de la tensión muestreada con un segundo impulso de sincronización generado por el generador de impulsos de sincronización 202 para generar una segunda baliza. La segunda baliza permite que un dispositivo de medición de fase A (por ejemplo, el dispositivo de medición 106-A), un dispositivo de medición de fase B (por ejemplo, el dispositivo de medición 106-B), y un dispositivo de medición de fase C (por ejemplo, el dispositivo de medición 106-C) determinen cada uno un fasor de tensión relativo a la fase de la tensión en el dispositivo sincronizador 108 y determinen cada uno un fasor de corriente relativo a la fase de la tensión en el dispositivo sincronizador 108.

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

En una forma, el segundo paquete de comunicaciones comprende además el fasor de tensión de referencia, un sello de tiempo y un índice correspondiente al primer impulso de sincronización. De esta forma, la segunda baliza permite a los contadores eléctricos 106 determinar un fasor de tensión medido en los contadores en relación con el fasor de tensión de referencia en el momento de recibir la primera baliza.

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

En otra forma más, el segundo paquete de comunicaciones comprende además el fasor de corriente de referencia, un sello de tiempo y un índice correspondiente al primer impulso de sincronización. La segunda baliza permite a los contadores eléctricos 106 determinar un fasor de corriente medido en los contadores en relación con el fasor de corriente de referencia en el momento de recibir la primera baliza.

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

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

En otra forma, el procedimiento incluye además la recepción, por el contador eléctrico 106, de la segunda baliza. El contador eléctrico 106 detecta la segunda señal de sincronización que comprende la segunda baliza. El contador eléctrico 106 almacena en un dispositivo de almacenamiento del contador un fasor de tensión y un fasor de corriente de la energía eléctrica en la red de distribución eléctrica en el momento de la detección. El contador eléctrico 106 descodifica el segundo paquete de comunicaciones de la segunda baliza. El contador eléctrico 106 determina una diferencia de fase entre el fasor de tensión almacenado y el fasor de tensión de referencia, y una diferencia de fase entre el fasor de corriente almacenado y el fasor de corriente de referencia.

En otra forma más, el procedimiento incluye PLL 216 del dispositivo sincronizador 108 que rastrea una fase de la potencia de CA en la red de distribución eléctrica en el punto de conexión del dispositivo sincronizador 108. El procedimiento también incluye PLL 316 del contador eléctrico 106 que rastrea una fase de la alimentación de CA en la red de distribución eléctrica en el contador.

En otra forma, la primera señal de sincronización de la primera baliza proporciona al menos una de una referencia temporal para el muestreo de la primera baliza por el contador eléctrico 106 y una señal para el primer paquete de comunicaciones. La segunda señal de sincronización de la segunda baliza proporciona al menos una de una referencia temporal para el muestreo de la segunda baliza por el contador eléctrico 106 y una señal para el segundo paquete de comunicaciones.

En otra forma más, el procedimiento incluye además que el contador eléctrico 106 extraiga una magnitud y una fase de un fasor de tensión y un fasor de corriente en momentos arbitrarios.

En otra forma, el procedimiento incluye además que el contador eléctrico 106 establezca una referencia temporal correspondiente a una ubicación temporal del primer impulso de sincronización. El contador eléctrico 106 caracteriza las posiciones de las regiones de cruce por cero de una forma de onda indicativa de la tensión eléctrica en la red de distribución eléctrica a lo largo de uno o más semiperíodos de la forma de onda. El contador eléctrico 106 estima un periodo y una fase de la forma de onda de tensión por regresión lineal de las posiciones de uno o más cruces por cero dentro de las regiones de cruce por cero. El contador eléctrico 106 caracteriza las posiciones de las regiones de cruce por cero de una forma de onda indicativa de la corriente eléctrica en la red de distribución eléctrica a lo largo de uno o más semiperíodos de la forma de onda. El procedimiento también incluye la estimación, por parte del contador eléctrico 106, de un periodo y una fase de la forma de onda de la corriente mediante regresión lineal de las posiciones de uno o más cruces por cero en las regiones de cruce por cero.

En otra forma más, el segundo paquete de comunicaciones comprende mediciones de fasor sincrónico indicativas de al menos una de una tensión y una corriente en la red de distribución eléctrica en el punto de conexión del dispositivo sincronizador.

En una forma, los ejemplos proporcionan sistemas y procedimientos viables y de bajo coste para la medición sincrofasorial en redes de distribución, como las que incluyen productos y servicios de infraestructura inteligentes. La capacidad de medir los fasores de tensión y corriente relativos a la subestación facilitará la solución de los problemas pendientes de las redes inteligentes, como se describe en el presente documento. La TWACS saliente puede utilizarse para generar balizas.

En otra forma, los ejemplos proporcionan sistemas y procedimientos capaces de detección de fase de cableado, detección de neutro flotante, identificación de escenarios de cableado indeseables, desequilibrios de carga y corriente de neutro excesiva. Los sistemas y procedimientos proporcionan monitorización y gestión en tiempo real de datos fasoriales, recuperan fasores a través de una red, incluso si el ancho de banda es limitado, estiman fasores en nodos que no contienen sensores combinando inferencia probabilística con conocimiento de los parámetros eléctricos de la red, e identifican equipos defectuosos a partir de datos fasoriales.

En otra forma, los ejemplos proporcionan al menos cierto grado de control autónomo sobre el sistema 100 mediante la inclusión de bancos de condensadores, reguladores de tensión y controles de conmutación de alimentadores en una red de infraestructura de medición avanzada (AMI). Por ejemplo, estos dispositivos de control pueden implementarse con un bucle de realimentación positiva para mantener automáticamente un factor de potencia y un equilibrio de tensión elevados mediante el análisis en tiempo real de los datos fasoriales sincronizados, tal como se describe en el presente documento. Los sistemas y procedimientos aquí descritos también son capaces de utilizar algo más que fasores escasamente muestreados de la red. Por ejemplo, todos los dispositivos de medición de una red pueden supervisar señales de forma sincronizada en el tiempo. De acuerdo con dichos sistemas y procedimientos, las señales muestreadas en el dominio temporal completo se recuperan de cada punto final (por ejemplo, el dispositivo de medición 106). Esta técnica puede utilizarse para localizar fallos antes y después de eventos críticos del sistema, controlar fuentes de generación distribuidas y funciones similares de supervisión del sistema.

Como comprenderá cualquier experto en la materia, los ejemplos aquí descritos no pueden lograrse colocando un dispositivo GPS en cada contador y utilizando la base de tiempo común que proporciona, ya que la información de fase de referencia necesaria para el cálculo de los ángulos fasoriales no está disponible para los dispositivos remotos. Por ejemplo, una implementación basada en GPS requiere que los fasores sin procesar y no referenciados se carguen en una estación central de procesamiento, lo que supone una carga para el sistema AMI, requiere tiempo para la transmisión de las comunicaciones y puede estar limitado a las redes de transmisión.

Aunque ciertos ejemplos se describen en el presente documento con referencia a redes de distribución eléctrica que tienen una frecuencia de línea de 60 Hz, una persona con conocimientos ordinarios en la materia comprenderá que podrían utilizarse otras frecuencias (por ejemplo, 50 Hz).

FIG. 10 ilustra un ejemplo de red de distribución de energía 104 que incluye una subestación de energía 102 en comunicación con una línea de transmisión "A" 500, una línea de transmisión "B" 502, una línea de transmisión "C" 504, junto con una línea neutra común "N" 506. Como se muestra, una serie de consumidores finales 110, que pueden ser usuarios industriales, usuarios comerciales o usuarios residenciales, están en comunicación con una de las líneas de transmisión 500-504 y la línea neutra 506 para recibir energía eléctrica. También se muestra un ejemplo de condición de fallo de neutro flotante 508. FIG. 11 incluye diagramas de nodos 510-512 y un diagrama vectorial 514 que proporciona una vista simplificada de la red de distribución de energía 104 mostrada en la FIG. 10.

La Fig. 12 es un ejemplo de otra red de distribución de energía 105 que es similar a la red de distribución mostrada en la Fig. 10; sin embargo, este ejemplo de la red 105 muestra una red multi puesta a tierra en la que cada consumidor final 110 está puesto a tierra independientemente. La Fig. 13 incluye diagramas de nodos 516-518 y un diagrama vectorial 520 que proporciona una vista simplificada de la red de distribución de energía 105 mostrada en la Fig. 12. La Fig. 14 incluye un gráfico en el que se comparan las tensiones reales por unidad frente a la tensión compleja ("imag") "desfasada" para la red multipuesta a tierra 105. Como se muestra durante una condición de fallo, la tensión por unidad de los datos de tensión real es mayor que la del complejo de cambio de fase.

Un ejemplo del sistema de detección y localización de neutro flotante 1100 se muestra en la Fig. 15, e incluye uno o más sincronizadores 108 incorporados o de otro modo en comunicación con un contador de servicios públicos 106 que se coloca en la ubicación 110 de un consumidor final. En otros ejemplos, también puede utilizarse un sincronizador 108 en una o más subestaciones 102. Los sincronizadores 108 están en comunicación por cable, comunicación inalámbrica o una combinación de comunicación por cable e inalámbrica con una instalación de proveedor de servicios 112. La instalación del proveedor de servicios 112 o el sincronizador 108 incluye uno o más dispositivos de procesamiento 114 que tienen además un procesador 116 para ejecutar instrucciones o código transitorios y no transitorios y memoria 118 para almacenar las instrucciones o el código. El dispositivo de procesamiento 114 también está configurado para almacenar y/o recibir otros datos, incluyendo pero no limitado a datos relacionados con la red de distribución de energía 104,105. El dispositivo de procesamiento 114 también incluye otros componentes (no mostrados) que se encuentran comúnmente en los dispositivos informáticos para fines de comunicación, entrada de datos, salida de datos y visualización.

El sistema de detección y localización del neutro flotante 1100 puede funcionar examinando las mediciones de corriente realizadas por uno o más sincronizadores 108 para detectar un neutro flotante 508 potencialmente causante de interrupciones. El sistema 1100 también puede detectar neutros flotantes que provocan una disminución de la eficiencia en la red de distribución.

Una condición de neutro flotante puede causar que las tensiones floten a un máximo de su tensión de Fase relativo a tierra, creando así una condición de carga desequilibrada. Tal cambio de tensión también puede fluir a través de una o más partes afectadas de un sistema de distribución de energía hasta que un dispositivo de protección dentro de la red de distribución interrumpa el circuito. El tiempo típico para que esto ocurra es de 2 a 6 ciclos de la forma de onda de 60 Hz propagada a través del sistema de distribución de energía (aproximadamente 0,03-0,1 segundos). Esto provoca una pérdida de la carga impuesta al sistema respecto a la que tenía antes de producirse el fallo. El impacto variará según el circuito, la ubicación en un circuito determinado y la hora del día. Los diversos ejemplos del sistema de detección y localización de neutro flotante aquí divulgados pueden alertar a un usuario de la necesidad de una interrupción del circuito. Alternativamente, el sistema puede activar automáticamente un dispositivo de protección para interrumpir el circuito.

Se pueden considerar varios factores a la hora de proporcionar algoritmos utilizados para la detección de neutro flotante. Uno de los factores es un cambio casi constante de la tensión en un alimentador como resultado de un cambio casi constante de la carga en un circuito vigilado impuesto por los clientes de la empresa eléctrica que utilizan ese circuito. En este sentido, los pequeños cambios aparecen como sucesos aleatorios de baja intensidad que varían ampliamente en cortos periodos de tiempo.

En algunos ejemplos, para lograr la clasificación de la señal, el algoritmo puede emplear una técnica para extraer características relevantes y luego utilizarlas para la detección y clasificación de neutralidad flotante. Para cada sospecha de evento neutro flotante, se analiza un número predeterminado de muestras.

Refiriéndose ahora a la Fig. 17, se reproducen el diagrama de nodos y el diagrama vectorial para la red de distribución multipuesta a tierra 105 junto con fórmulas de análisis de circuitos para determinar los vectores de tensión para el nodo 120 que se ve afectado por el fallo de neutro flotante 508. Del mismo modo, las fórmulas y ecuaciones de flujo de potencia mostradas en la Fig. 18 pueden utilizarse también para determinar las tensiones en todos los nodos de las redes 104 y 105. Un experto puede entender fácilmente las ecuaciones de potencia monofásica de la Ecuación 24 y la Ecuación 25:

y,

donde k=1,N; N= el número de nodos; y9ki=9k-9i.

El sistema de detección y localización de neutro flotante 1100 es muy adecuado para abordar y manejar las dificultades típicas en la estimación de los valores de impedancia de tierra como los que se encuentran en la red multi puesta a tierra 105. Suele ser difícil estimar la impedancia de tierra, ya que la corriente fluye sin control a través de la tierra. A modo de ejemplo y no de limitación, algunas de las variables que se encuentran en la red multipuesta a tierra 105 y que dificultan la estimación de la impedancia de tierra incluyen la impedancia de tierra. La impedancia de la tierra depende de la frecuencia y la resistividad del suelo, que a su vez depende del tipo de suelo, los niveles de humedad y la temperatura, entre otros. Otra variable es la resistencia de la barra de tierra, que suele oscilar entre 5 y 25 ohmios. La resistencia de la barra de tierra depende además de las propiedades físicas de la barra de tierra y de la resistividad del suelo. Las FIG. 19A-19B muestran los resultados simulados de una falta en el neutro para un sistema con varias puestas a tierra basado en la variación de la resistividad de las picas de puesta a tierra. Como se muestra, los valores de tensión de los nodos que experimentan condiciones de neutro defectuoso se aproximan a los de los estados sanos, lo que dificulta la identificación y localización de dichas averías de neutro flotante mediante otros sistemas y procedimientos.

Para superar las dificultades de detectar fallos de neutro flotante en redes de distribución de energía y para ayudar a localizar dichos fallos, varios ejemplos del sistema 1100 de detección y localización de neutro flotante ejecutan varios algoritmos y protocolos de análisis de datos utilizando varios tipos de datos recogidos de fuentes variadas. En un aspecto, el sistema 1100 de detección y localización del neutro flotante utiliza datos fasoriales de tensión y de corriente recogidos de los sincronizadores 108 en la ubicación de uno o más consumidores finales 110. El sistema 1100 también utiliza datos de topología de red para identificar y localizar fallos de neutro flotante. El sistema 1100 puede funcionar en tiempo real o casi real. Alternativamente, el sistema 1100 no necesita ser en tiempo real y puede funcionar en cualquier momento cuando se hayan recogido suficientes datos. En este aspecto, pueden utilizarse múltiples mediciones de cada contador y sincronizador de consumidor final.

La Fig. 16 representa un ejemplo de un sincronizador 108 en comunicación con el contador de la empresa de servicios públicos 106 en una ubicación de consumidor final 110. El sincronizador 108 incluye además un sincronizador de fase 108. El sincronizador de fase 108 mide los fasores de tensión y corriente y se sincroniza con una fuente de tiempo común para sincronizar los datos a través de la red de distribución de energía 104 y 105. El sincronizador 108 genera y transmite las mediciones del sincrofasor a la instalación de servicios públicos 112 para su posterior análisis. Como se muestra, el sincronizador 108 funciona conjuntamente con el contador 106. En particular, el sincronizador 108 transmite la señal VLF de espectro ensanchado mientras el contador 106 detecta la señal. Posteriormente, la fase de red se mide simultáneamente en el sincronizador 108 y en el contador 106. El sincronizador transmite el ángulo de fase mientras que el contador demodula los datos del ángulo de fase del sincronizador y determina el fasor referenciado.

En referencia a la FIG. 20, se muestra un algoritmo de simulación 1000 ejemplar para probar varios ejemplos del sistema 1100 de detección y localización de neutrales flotantes. Como se muestra, se pueden utilizar cálculos de carga de barrido hacia delante y hacia atrás utilizando datos desacoplados de fase. A modo de ejemplo, durante un análisis de barrido hacia atrás, el sistema 1100 calcula las corrientes de rama con los datos de tensión recogidos de un nodo terminal 122, como se muestra en las FIGS. 23-24 y moviéndose "hacia atrás" hacia un nodo de referencia o nodo raíz 124. Las corrientes de retorno a los buses de carga se calculan mediante la ecuación: I=(s/v). Por el contrario, en un análisis de barrido hacia delante, el sistema 1100 determina y actualiza las caídas de tensión a través de los nodos que viajan desde el nodo de referencia o nodo raíz 124 que tiene una tensión conocida hasta el nodo o nodos terminales 122. En un ejemplo, las corrientes de rama obtenidas durante el análisis de barrido hacia atrás también pueden utilizarse para el análisis de barrido hacia delante.

En 1002, se reciben los datos de las líneas de transmisión, como las líneas 500-506 y los nodos 120-124, y se asigna o estima un perfil o valor de tensión plana para todos los nodos terminales en la etapa 1004. Un análisis de barrido hacia atrás se realiza en 1006, donde el procesador 116 recibe datos de los sincronizadores 108 a lo largo de un camino desde el nodo terminal 122 al nodo raíz 124 y actualiza los valores actuales para cada rama 126. Se realiza un barrido hacia adelante en 1008, los datos de los sincronizadores simulados 108 a lo largo de un camino desde el nodo raíz 124 al nodo terminal 122 y actualiza los valores de tensión para cada nodo 120. En 1010, se determina si la ecuación de flujo de potencia resultante del barrido hacia atrás y el barrido hacia adelante convergen. Si los resultados convergen, los procesos se detienen 1012. Si los resultados no convergen, se repiten los barridos hacia atrás y hacia delante 1014. La FIG. 21 incluye un gráfico y una tabla que muestran los nodos simulados 120-124 que se ven afectados por una condición neutra flotante simulada.

Refiriéndose a las FIG. 22-24, un algoritmo ejemplar 2000 almacenado en un medio tangible no transitorio, tal como el dispositivo de memoria 118, puede ser ejecutado por uno o más procesadores 116 para la clasificación estadística de datos fasoriales para identificar y localizar un fallo de neutro flotante. Comenzando en la subestación 108, los datos fasoriales son recogidos por el sincronizador 108 desde un contador 106 asociado con un nodo secundario de primer nivel o de nivel proximal en la etapa 2002. En la etapa 2004, se determina si el primer nodo secundario es un punto de ramificación hacia otros nodos. Si el primer nodo secundario no es un punto de ramificación, el algoritmo vuelve a la etapa 2002 para recoger datos de otro nodo secundario de primer nivel o de nivel proximal. Sin embargo, si el primer nodo secundario es un punto de ramificación, los nodos siguientes se agrupan en la etapa 2006. En un ejemplo, como se muestra en la FIG. 23, los grupos A1 y A2 2030 y 2032, respectivamente, se forman a partir de sincronizadores/contadores asociados a todos los nodos secundarios posteriores del nodo de rama principal 2034 en cada rama respectiva para un análisis de primer nivel "A". Del mismo modo, para un análisis de nivel "inferior" subsiguiente "B", los grupos B1 y B2 2036 y 2038, respectivamente, se forman a partir de nodos secundarios subsiguientes del nodo de ramificación principal 2040.

En otro ejemplo, como se muestra en la FIG. 24, el grupo A1 2042 se forma a partir de sincronizadores/Dontadores asociados a los nodos secundarios subsiguientes del nodo de ramificación de primer nivel 2034, mientras que todos los demás nodos, independientemente del nivel se agrupan en un segundo grupo A22044 para un análisis de primer nivel "A". Del mismo modo, para un análisis posterior de nivel "inferior" "B", el grupo B1 2046 se forma a partir de los sincronizadores/contadores asociados a los nodos secundarios posteriores del nodo de ramificación de segundo nivel 2040, mientras que todos los demás nodos, independientemente del nivel se agrupan en un segundo grupo B22048.

Tras la agrupación, se calcula la distancia Kullback-Leibler ("KL") para cada grupo en la etapa 2008. En un ejemplo, el cálculo de la distancia KL en la etapa 2008 incluye además la ejecución de un subalgoritmo 2010. El subalgoritmo 2010 incluye, en primer lugar, hallar los valores P(x),Q(x) basándose en un histograma bidimensional de la distribución fasorial de la tensión en la etapa 2012. A continuación se calcula la distancia KL para cada fase en la etapa 2014 mediante la ecuación 26:

y luego se determina la suma de las distancias para cada fase en la etapa 2016. El algoritmo 2000 continúa en la etapa 2018 para asignar el valor de distancia calculado en 2008 al borde fasorial apropiado. En 2020, se determina si se han incluido todos los nodos. Si no, el algoritmo vuelve a 2002. A la inversa, si se han contabilizado todos los nodos, el algoritmo clasifica cada nodo como en buen estado o en estado de fallo en la etapa 2022.

Con referencia a la FIG. 25, un algoritmo ejemplar 3000 almacenado en un medio tangible no transitorio tal como el dispositivo de memoria 118 puede ser ejecutado por uno o más procesadores 116 para un procedimiento de paso de mensajes para identificar y localizar fallos de neutro flotante. Partiendo de una red de nodos simplificada en la etapa 3002, se realiza una factorización bayesiana para obtener un grafo factorial en la etapa 3004. Los valores de tensión para cada nodo se calculan como una función de una tensión principal y el estado del borde, como se muestra en la etapa 3006. Como se ha indicado, el estado del borde puede indicar una condición de desconexión normal o neutra. En la etapa 3008, el estado de borde probabilístico para cada rama se calcula ejecutando un subalgoritmo sumaproducto. A continuación, las mediciones fasoriales se distribuyen a los distintos nodos en función de sus estados de tensión, en la etapa 3010.

Refiriéndose a la FIG. 26, un algoritmo ejemplar 4000 almacenado en un medio tangible no transitorio, tal como el dispositivo de memoria 118, puede ser ejecutado por uno o más procesadores 116 para la clasificación basada en tensión de los datos fasoriales para identificar y localizar un fallo de neutro flotante. Partiendo de un nodo hoja 120, en la etapa 4002, se reciben datos de medición del sincronizador 108 en la etapa 4004. Las estimaciones de las tensiones en el punto intermedio 124, o en ambos, se facilitan en 4006. A continuación se calcula la distancia euclidiana (tensión) entre los nodos en la etapa 4008 y se aplican las distancias a la arista correspondiente en la etapa 4010. Por último, el algoritmo clasifica cada nodo como sano o defectuoso en la etapa 4012.

En un ejemplo, la etapa 4006 de estimar las tensiones de los nodos intermedios incluye además la ejecución de un subalgoritmo 4014 de barrido hacia adelante/atrás que es similar al algoritmo 1000 de prueba de simulación mostrado en la FIG 20. En particular el subalgoritmo, 4014 incluye las etapas de recolectar valores de tensión para los nodos terminales 122 relativos a los nodos intermedios 120 que están siendo analizados en 4016, ejecutar un barrido hacia atrás para actualizar los valores de tensiones principales en 4018, ejecutar un barrido hacia adelante para actualizar las tensiones de los nodos intermedios secundarios en 4020 y determinar si los valores convergen en 4022. Si los valores no convergen, se repiten los barridos hacia delante y hacia atrás de las etapas 4018 y 4020, respectivamente, hasta obtener la convergencia.

En un ejemplo, calcular la distancia euclidiana (tensión) entre los nodos de la etapa 4008. Puede incluir además la ejecución del subalgoritmo 4024 que incluye el cálculo de la distancia euclidiana (tensión) para cada fase y la determinación de las distancias euclidianas medias en las etapas, 4026 y 4028, respectivamente.

Refiriéndose ahora a la FIG. 27, se muestra un diagrama de flujo de un procedimiento de prueba de simulación 5000 para probar varios ejemplos del sistema de detección y localización de neutro flotante 1100. Como se muestra, los datos de topología para la red de potencia distribuida 104, 105 se reciben o se recuperan de otro modo de una base de datos u otro medio tangible no transitorio tal como el dispositivo de memoria 118 y se procesan por uno o más procesadores 116 en la etapa 5002. En 5004 se extraen de los datos topológicos los datos relativos al bus o buses de carga y a las ramas de la red. Los valores P y Q (por ejemplo, potencia real y potencia reactiva) se generan para los buses de carga en la etapa 5006. En un aspecto, la generación de los valores P y Q puede incluir además la recepción o el muestreo de los datos de carga del propio bus o buses, como se indica en 5008. En la etapa 5010, se calculan los valores de impedancia de la línea. Basándose, al menos en parte, en los valores P y Q del bus o buses de carga y en los valores de impedancia calculados, los circuitos de fase se extraen en 5012 junto con la recepción de los datos de estado de conexión de los nodos indicados en 5014. En la etapa 5016 se determina el flujo de potencia para cada fase. Como resultado, se determina en la etapa 5018 si alguna condición neutra flotante está potencialmente presente. La determinación tiene en cuenta además cualquier conexión de nodo no neutro, como se indica en 5020. Si se identifica una condición de neutro flotante en la etapa 5018, entonces se identifican los nodos afectados en la etapa 5022 y se ejecuta uno o más algoritmos de neutro flotante 2000, 3000 y 4000 en la etapa 5024. Después de ejecutar uno o más algoritmos 2000, 3000 y 4000, la tensión para cada nodo y la corriente para los bordes asociados se actualizan en la etapa 5026. De manera similar, si no se identifican neutros flotantes en la etapa 5018, la tensión para cada nodo y la corriente para los bordes asociados se actualizan en la etapa 5026.

El sistema de detección de fallos de neutro flotante 1100 y los algoritmos asociados pueden utilizarse junto con redes de sensores, como para aplicaciones de Infraestructura de Medición Avanzada o "AMI"). La detección de fallos de neutro flotante también puede utilizar un sincronizador para supervisar de forma cooperativa las condiciones físicas o ambientales en diferentes ubicaciones, como, por ejemplo, el consumo de energía/potencia, el consumo de recursos, etc. Típicamente, las restricciones de tamaño y coste de los nodos sensores resultan en las correspondientes restricciones de recursos tales como energía, memoria, potencia computacional y ancho de banda.

Un experto en la materia entenderá que cualquier número de nodos, dispositivos, enlaces, etc., así como cualquier tipo diferente (y adecuado) de nodos, dispositivos, enlaces, etc., pueden estar presentes en la red, y que la vista mostrada en este documento es para simplificar y no pretende limitar el alcance de los ejemplos aquí expuestos. De hecho, los expertos en la materia apreciarán que pueden establecerse innumerables disposiciones de componentes de la red eléctrica y dispositivos de comunicación.

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

El abstracto y el resumen se proporcionan para ayudar al lector a determinar rápidamente la naturaleza de la divulgación técnica. Se presentan en el entendimiento de que no se utilizarán para interpretar o limitar el alcance o el significado de las reivindicaciones. El resumen se ofrece para presentar de forma simplificada una selección de conceptos que se describen con más detalle en la Descripción detallada. El resumen no pretende identificar características clave o esenciales de la materia reivindicada, ni pretende utilizarse como ayuda para determinar la materia reivindicada.

A efectos ilustrativos, los programas y otros componentes de programa ejecutables, como el sistema operativo, se ilustran aquí como bloques discretos. Se reconoce, sin embargo, que dichos programas y componentes residen en distintos momentos en diferentes componentes de almacenamiento de un dispositivo informático, y son ejecutados por un procesador o procesadores de datos del dispositivo.

Aunque se describen en relación con un entorno de sistema informático ejemplar, los ejemplos aquí descritos son operativos con otros numerosos entornos o configuraciones de sistemas informáticos de propósito general o especial. El entorno del sistema informático no pretende sugerir ninguna limitación en cuanto al ámbito de uso o funcionalidad de ningún aspecto de la invención. Además, no debe interpretarse que el entorno del sistema informático tenga dependencia o requisito alguno en relación con uno o varios de los componentes ilustrados en el entorno operativo ejemplar. Ejemplos de sistemas informáticos conocidos, entornos y/o configuraciones que pueden ser adecuados para su uso con aspectos de la invención incluyen, pero no se limitan a, ordenadores personales, ordenadores de servidor, dispositivos de mano o portátiles, sistemas multiprocesador, sistemas basados en microprocesador, decodificadores, electrónica de consumo programable, teléfonos móviles, PC de red, miniordenadores, ordenadores centrales, entornos informáticos distribuidos que incluyen cualquiera de los sistemas o dispositivos anteriores, y similares.

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

En funcionamiento, los procesadores, ordenadores y/o servidores pueden ejecutar las instrucciones ejecutables por procesador (p. ej., software, firmware y/o hardware) como las ilustradas en el presente documento para implementar aspectos de la invención.

Los ejemplos aquí descritos pueden implementarse con instrucciones ejecutables por procesador. Las instrucciones ejecutables por el procesador pueden organizarse en uno o más componentes o módulos ejecutables por el procesador en un medio de almacenamiento tangible legible por el procesador. Los ejemplos pueden implementarse con cualquier número y organización de dichos componentes o módulos. Por ejemplo, los ejemplos no se limitan a las instrucciones específicas ejecutables por el procesador o a los componentes o módulos específicos ilustrados en las figuras y descritos en el presente documento. Otros ejemplos pueden incluir diferentes instrucciones ejecutables por el procesador o componentes que tengan más o menos funcionalidad que la ilustrada y descrita aquí.

El orden de ejecución o realización de las operaciones en los ejemplos ilustrados y descritos aquí no es esencial, a menos que se especifique lo contrario. Es decir, las operaciones pueden realizarse en cualquier orden, a menos que se especifique lo contrario, y los ejemplos pueden incluir más o menos operaciones que las aquí descritas. Por ejemplo, se contempla que la ejecución o realización de una operación particular antes, contemporáneamente con, o después de otra operación está dentro del alcance de los ejemplos.

Al introducir elementos de aspectos de los ejemplos aquí descritos, los artículos "un", "una", "el" “ la” “dicho” y "dicha" pretenden significar que hay uno o más de los elementos. Los términos "que comprende", "que incluye" y "que tiene" pretenden ser inclusivos y significan que puede haber otros elementos además de los enumerados.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un procedimiento de clasificación de nodos utilizando un sistema de detección y localización de neutro flotante, comprendiendo el sistema un sincronizador de fase y un dispositivo informático con una memoria (118) y un procesador (116); comprendiendo el procedimiento: en el procesador (116): recibir datos asociados a una red eléctrica distribuida (104); sondear (2002) un primer nodo de la red eléctrica distribuida para obtener datos del primer fasor; determinar (2004) si el primer nodo es un punto de ramificación; en el que, si el primer nodo no es un punto de ramificación, entonces se sondea un segundo nodo para obtener los datos del segundo fasor, en el que, de acuerdo con los datos recibidos asociados a la red eléctrica distribuida, el segundo nodo es secuencial al primer nodo; en el que si el primer nodo es un punto de ramificación, entonces se agrupan (2006) nodos secundarios del primer nodo en al menos dos grupos secundarios; calcular un valor p(x) utilizando un histograma 2D de distribución fasorial de tensión en el que p(x) representa un valor de potencia real; calcular un valor q(x) utilizando un histograma 2D de la distribución fasorial de tensión, en el que q(x) representa un valor de potencia reactiva; calcular (2008) una distancia de Kullback-Leibler para cada fase dentro de cada uno de los grupos de secundarios basándose al menos en el valor p(x) calculado y el valor q(x) calculado; asignar (2018) un valor de distancia total de Kullback-Leibler a cada uno de los grupos de secundarios; determinar (2020) si cada nodo de la red eléctrica distribuida ha sido sondeado para obtener datos fasoriales; en respuesta a la determinación de que cada nodo de la red eléctrica distribuida no ha sido sondeado para obtener datos fasoriales, sondear un siguiente nodo secuencial para obtener datos fasoriales; y; en respuesta a la determinación de que todos los nodos han sido sondeados, clasificar cada nodo como en condición saludable o en condición de fallo neutro flotante en base a la distancia total Kullback-Leibler.
2. El procedimiento según la reivindicación 1, en el que un primer grupo de los grupos secundarios incluye todos los nodos secundarios del primer nodo y un segundo grupo secundario incluye todos los demás nodos de un nivel inferior al del primer nodo en la red de energía distribuida.
3. El procedimiento según la reivindicación 1, en el que un primer grupo de los grupos secundarios incluye todos los nodos secundarios del primer nodo y un segundo grupo secundario incluye todos los demás nodos, independientemente de su ubicación en la red de energía distribuida.
4. El procedimiento según la reivindicación 1, en el que la asignación de un valor de distancia total de Kullback-Leibler a cada uno de los grupos de secundarios comprende además, en el procesador, el cálculo de una suma de las distancias de Kullback-Leibler para cada fase.
5. El procedimiento según la reivindicación 1, en el que la distancia de Kullback-Leibler se calcula mediante la ecuación
6. Un sistema para clasificar nodos en una red de energía distribuida (104), comprendiendo el sistema: un sincronizador de fase (108) en comunicación con un contador (106) dentro de la red eléctrica distribuida, en el que el sincronizador de fase (108) está configurado para generar datos fasoriales sincronizados; y un dispositivo informático que tiene una memoria (118) y un procesador (116) configurado para: recibir datos asociados a la red eléctrica distribuida (104); sondear (2002) un primer nodo de la red eléctrica distribuida para obtener los primeros datos fasoriales; determinar (2004) si el primer nodo es un punto de ramificación; en el que, si el primer nodo no es un punto de ramificación, entonces se sondea un segundo nodo para obtener los datos del segundo fasor, en el que, de acuerdo con los datos recibidos asociados a la red eléctrica distribuida, el segundo nodo es secuencial al primer nodo; en el que si el primer nodo es un punto de ramificación, entonces se agrupan (2006) nodos secundarios del primer nodo en al menos dos grupos secundarios; calcular un valor p(x) utilizando un histograma 2D de distribución fasorial de tensión, en el que p(x) representa un valor de potencia real; calcular un valor q(x) utilizando un histograma 2D de la distribución fasorial de tensión, en el que q(x) representa un valor de potencia reactiva; calcular (2008) una distancia de Kullback-Leibler para cada fase dentro de cada uno de los grupos de secundarios basándose al menos en el valor p(x) calculado y el valor q(x) calculado; asignar (2018) un valor de distancia total de Kullback-Leibler a cada uno de los grupos de secundarios; determinar (2020) si cada nodo de la red eléctrica distribuida ha sido sondeado para obtener datos fasoriales; en respuesta a la determinación de que cada nodo de la red eléctrica distribuida no ha sido sondeado para obtener datos fasoriales, sondear un siguiente nodo secuencial para obtener datos fasoriales; y; en respuesta a la determinación de que se han sondeado todos los nodos de la red eléctrica distribuida, clasificar cada nodo como en buen estado o en estado de fallo neutro flotante en función de la distancia total de Kullback-Leibler.
7. Un medio de almacenamiento no transitorio legible por ordenador, con instrucciones almacenadas en el mismo que, cuando son ejecutadas por un dispositivo informático, hacen que el dispositivo informático realice operaciones, comprendiendo las operaciones: recibir datos asociados a una red eléctrica distribuida (104); sondear (2002) un primer nodo de la red eléctrica distribuida para obtener datos del primer fasor; determinar (2004) si el primer nodo es un punto de ramificación; en el que, si el primer nodo no es un punto de ramificación, entonces se sondea un segundo nodo para obtener los datos del segundo fasor, en el que, de acuerdo con los datos recibidos asociados a la red eléctrica distribuida, el segundo nodo es secuencial al primer nodo; en el que si el primer nodo es un punto de ramificación, entonces agrupa (2006) nodos secundarios del primer nodo en al menos dos grupos secundarios; calcular un valor p(x) utilizando un histograma 2D de distribución fasorial de tensión, en el que p(x) representa un valor de potencia real; calcular un valor q(x) utilizando un histograma 2D de la distribución fasorial de tensión, en el que q(x) representa un valor de potencia reactiva; calcular (2008) una distancia de Kullback-Leibler para cada fase dentro de cada uno de los grupos de secundarios basándose al menos en el valor p(x) calculado y el valor q(x) calculado; asignar (2018) un valor de distancia total de Kullback-Leibler a cada uno de los grupos de secundarios; determinar (2020) si cada nodo de la red eléctrica distribuida ha sido sondeado para obtener datos fasoriales; en respuesta a la determinación de que cada nodo de la red eléctrica distribuida no ha sido sondeado para obtener datos fasoriales, sondear un siguiente nodo secuencial para obtener datos fasoriales; y; en respuesta a la determinación de que todos los nodos han sido sondeados, clasificar cada nodo como en condición saludable o en condición de fallo neutro flotante en base a la distancia total Kullback-Leibler.