ES2949360T3

ES2949360T3 - Un método y sistema para la detección dinámica de fallas en una red eléctrica

Info

Publication number: ES2949360T3
Application number: ES17812836T
Authority: ES
Inventors: Eyal Miron
Original assignee: ELECTRICAL GRID MONITORING Ltd
Current assignee: ELECTRICAL GRID MONITORING Ltd
Priority date: 2016-06-13
Filing date: 2017-06-04
Publication date: 2023-09-28
Anticipated expiration: 2037-06-04
Also published as: JP7377571B2; EP3469387C0; EP3469387A1; JP2024010062A; RU2018145670A3; EP4236024A3; CA3065007A1; EP3469387B1; JP2022120126A; CN109477863A; WO2017216673A1; JP7217511B2; RU2741281C2; JP2019523395A; RU2018145670A; EP4236024A2; EP3469387A4; US20190271731A1

Abstract

Un sistema para detectar una falla en una red eléctrica, que incluye una pluralidad de dispositivos de medición de red distribuidos en la red eléctrica, siendo operativo para medir corriente y/o voltaje con su respectivo tiempo de ocurrencia, permitiendo al usuario definir al menos un tipo de falla. y al menos una regla para detectar el tipo de falla, la regla que asocia el tipo de falla con al menos una de las mediciones, ejecuta las mediciones y analiza las mediciones de acuerdo con la regla para detectar una falla. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Un método y sistema para la detección dinámica de fallas en una red eléctrica

Campo

El método y el aparato descritos en este documento están relacionados con el campo de la red eléctrica y, más en particular, pero no exclusivamente, con las redes de transmisión y distribución eléctrica y, más en particular, pero no exclusivamente, con la detección de fallas en una red eléctrica.

Antecedentes

La red eléctrica puede tener muchas fallas. Varios componentes de la red pueden fallar y la falla puede ser instantánea, gradual o intermitente. Algunas fallas pueden ser causadas por el medio ambiente, como la humedad, el humo, el polvo, el viento, los árboles, etc. Varias fallas y fallas pueden tener diferentes características y afectar la red de diferentes maneras. Caracterizar, detectar, identificar y localizar fallas en una red eléctrica es un problema conocido. Por lo tanto, sería muy ventajoso tener desprovisto de las limitaciones anteriores

El documento EP 2377 217 A2 da a conocer la detección de fallas de red en base a mediciones de corriente y/o tensión y la definición de reglas que se aplican a dichas mediciones para detectar diferentes tipos de fallas.

Sumario

La invención se define por el método según la reivindicación 1, por el producto de programa informático según la reivindicación 14 y por el sistema según la reivindicación 15. Las modalidades preferidas se definen en las reivindicaciones dependientes.

A menos que se defina de otro modo, todos los términos técnicos y científicos utilizados en la presente descripción tienen el mismo significado que entienden comúnmente los expertos en la técnica pertinente. Los materiales, métodos y ejemplos proporcionados en la presente descripción son sólo ilustrativos y no pretenden ser limitantes. Excepto en la medida necesaria o inherente a los propios procesos, no se pretende ni implica ningún orden particular de los pasos o etapas de los métodos y procesos descritos en esta divulgación, incluidas las figuras. En muchos casos, el orden de los pasos del proceso puede variar sin cambiar el propósito o el efecto de los métodos descritos.

Breve descripción de los dibujos

En la presente descripción se describen varias realizaciones, únicamente a modo de ejemplo, con referencia a los dibujos adjuntos. Con referencia específica ahora a los dibujos en detalle, se enfatiza que los detalles mostrados son a modo de ejemplo y con fines de discusión ilustrativa de las realizaciones preferidas únicamente, y se presentan para proporcionar lo que se cree que es la descripción más útil y fácilmente de entender de los principios y aspectos conceptuales de la realización. A este respecto, no se intenta mostrar los detalles estructurales de las realizaciones con más detalle del necesario para una comprensión fundamental del tema, la descripción tomada con los dibujos hace evidente a los expertos en la técnica cómo las diversas formas y estructuras puede materializarse en la práctica.

En las figuras:

La Figura 1 es una ilustración simplificada de un dispositivo de medición de red montado en un cable eléctrico; La Figura 2 es una ilustración simplificada de una pluralidad de dispositivos de medición de red distribuidos en varios segmentos de cable de la red de distribución o transmisión eléctrica;

La Figura 3 es un diagrama esquemático simplificado de un sistema de medición de red;

La Figura 4 es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo informático o un sistema informático utilizado dentro del sistema de medición de red;

La Figura 5 es un diagrama de bloques de un programa de software de detección dinámica de fallas utilizado por el sistema de medición de la red;

La Figura 6 es un diagrama de flujo del análisis de mediciones;

La Figura 7 es un diagrama de flujo de un procedimiento de exploración de medición; y

La Figura 8 es un diagrama esquemático de una parte de una red que tiene una falla, donde la ubicación de la falla está determinada por dos o más dispositivos de medición de red.

Descripción detallada

Las presentes realizaciones comprenden un método y un sistema para detectar fallas en una red eléctrica y, más particularmente pero no exclusivamente, detectar fallas dinámicas. Los principios y el funcionamiento de un dispositivo y método para detectar fallas dinámicas según las diversas realizaciones ejemplares se pueden entender mejor con referencia a los siguientes dibujos y la descripción adjunta.

Antes de explicar en detalle al menos una realización, debe entenderse que las realizaciones no se limitan en su aplicación a los detalles de construcción y disposición de los componentes expuestos en la siguiente descripción o ilustrados en los dibujos. Otras realizaciones pueden practicarse o llevarse a cabo de diversas formas. Además, se debe entender que la fraseología y terminología empleada en la presente descripción es para el propósito de la descripción y no debe considerarse como limitante.

En este documento, un elemento de un dibujo que no se describe dentro del alcance del dibujo y está etiquetado con un número que se ha descrito en un dibujo anterior tiene el mismo uso y descripción que en los dibujos anteriores. Asimismo, un elemento que se identifique en el texto por un numeral que no aparece en el dibujo descrito por el texto, tiene el mismo uso y descripción que en los dibujos anteriores donde se describía.

Los dibujos en este documento pueden no estar a ninguna escala. Figuras diferentes pueden usar escalas diferentes y se pueden usar escalas diferentes incluso dentro del mismo dibujo, por ejemplo, escalas diferentes para vistas diferentes del mismo objeto o escalas diferentes para los dos objetos adyacentes.

El propósito de las realizaciones es medir varios parámetros eléctricos en una pluralidad de ubicaciones en una red eléctrica y determinar, comparando una pluralidad de mediciones, que existe una falla, el tipo o característica de la falla y su ubicación.

El término red, o red eléctrica, puede referirse a la red de transmisión eléctrica y/o la red de distribución eléctrica, y a cualquier parte de dicha red entre la estación o estaciones generadoras de energía y la carga o el consumidor. El término 'medición' o 'medición eléctrica' puede referirse a cualquier tipo de medición de cualquier parámetro eléctrico como tensión, corriente, campo eléctrico, campo magnético, resistencia, capacitancia, inductancia, carga eléctrica, etc.

El término "medición física" o "medición mecánica" puede referirse a cualquier tipo de medición de cualquier parámetro físico distinto de los parámetros eléctricos. Dichos parámetros pueden ser la temperatura, el viento, la humedad, el movimiento, la altura, la depresión (del cable), el ángulo (del cable), etc.

Ahora se hace referencia a la Figura 1, que es una ilustración simplificada de un dispositivo de medición de red 10 montado en un cable eléctrico 11, según una realización ejemplar.

Como se muestra en la Figura 1, el dispositivo de medición de red 10 puede incluir una caja, o un cuerpo, 12, a través del cual pasa el cable eléctrico 11. El cable eléctrico 11 puede ser parte de una red eléctrica, una red de transmisión eléctrica o una red de distribución eléctrica, tal como la que mantiene una empresa de energía para proporcionar electricidad al público, a plantas industriales, etc. Por lo tanto, el dispositivo de medición de red 10 puede montarse en un cable vivo 11. Es decir, cuando el cable 11 está totalmente alimentado y/o transporta tensión eléctrica y/o corriente eléctrica.

Por lo tanto, la caja 12 está construida de dos partes que pueden abrirse y luego cerrarse alrededor del cable 11. Alternativamente, la caja 12 se puede construir de una parte que rodee la mayor parte del diámetro del cable y que tenga una abertura en un lado para poder conectar la caja sobre el cable 11.

Como se muestra en la Figura 1, el dispositivo de medición de red 10 puede incluir un módulo de fuente de alimentación 13, un módulo de controlador 14, uno o más dispositivos de medición eléctrica 15, uno o más dispositivos de medición física 16 y un módulo de comunicación de retorno 17. Opcionalmente, el dispositivo de medición de red 10 también puede incluir un módulo de comunicación de área local 18, un módulo de detección remota 19 y un módulo de control de propulsión 20.

Como se muestra en la Figura 1, el dispositivo de medición de red 10 puede incluir un núcleo magnético 21 sobre el cual se envuelve al menos una bobina para formar un devanado 22. El núcleo magnético 21 puede montarse alrededor del cable eléctrico 11. El núcleo magnético 21 se puede construir a partir de dos partes, una parte en cada una de las dos partes de la caja 12, donde las dos partes del núcleo magnético 21 se cierran alrededor del cable eléctrico 11 cuando la caja 12 se cierra alrededor del cable eléctrico 11. La Figura 1 muestra el dispositivo de medición de red 10 abierto, con una parte de la caja 12 retirada, pero con el núcleo magnético 21 cerrado alrededor del cable eléctrico 11.

El núcleo magnético 21 típicamente deriva un campo magnético de la corriente eléctrica que fluye en el cable eléctrico 11. El devanado 22 generalmente deriva corriente eléctrica del flujo magnético en el núcleo magnético 21. El devanado 22 puede acoplarse eléctricamente al módulo de suministro de energía 13 que, como se muestra en la Figura 1, generalmente proporciona tensión eléctrica a otros módulos del dispositivo de medición de red 10. Se aprecia que el dispositivo de medición de red 10 puede obtener energía eléctrica de un solo cable eléctrico 11. Alternativamente, por ejemplo, cuando se usa con cables aislados de alto tensión y/o cables subterráneos y/o redes de bajo tensión, el módulo de fuente de alimentación 13 puede conectarse a sensores conectados a cables eléctricos que derivan la fuente de alimentación de una unidad principal conectada a un bajo tensión de salida de un transformador. Tal configuración del dispositivo de medición de red 10 puede tener solo una parte con una abertura en la parte inferior.

El módulo de comunicación de enlace de retorno 17 y el módulo de comunicación de área local 18 pueden acoplarse, cada uno y/o ambos, a una o más antenas 23. El módulo de detección remota 19 puede acoplarse y controlar varios sensores, una o más cámaras 24, uno o más micrófonos 25, etc. Se aprecia que se puede montar una cámara en un sistema de ejes que proporcionan una rotación tridimensional. Alternativamente, se puede montar una pluralidad o un conjunto de cámaras fijas para cubrir un campo de visión amplio según sea necesario.

El módulo de comunicación de enlace de retorno 17 y el módulo de comunicación de área local 18 pueden usar cualquier tipo de tecnología de comunicación y/o red de comunicación, como, entre otros: Los términos 'tecnología de comunicación', 'red de comunicación' o simplemente 'red' se refieren a cualquier tipo de medio de comunicación, incluidos, entre otros, una red fija (alámbrica, por cable), una red inalámbrica y/o una red satelital, una red de área amplia (WAN) fija o inalámbrica, incluidos varios tipos de redes celulares, una red de área local (LAN) fija o inalámbrica que incluye Wi-Fi, y una red de área personal (PAN) fija o inalámbrica que incluye Bluetooth, ZigBee y NFC, tecnología de comunicación de portadora de línea eléctrica (PLC), etc. Los términos "red de comunicación" o "red" pueden referirse a cualquier número de redes y cualquier combinación de redes y/o tecnologías de comunicación.

Opcionalmente, el dispositivo de medición de red 10 también puede incluir un módulo de servicio de posicionamiento global (GPS) 26 y puede usarlo para medir, monitorear y/o controlar la posición del dispositivo de medición de red 10 a lo largo del cable eléctrico 11. El módulo GPS 26 también puede proporcionar un reloj universal preciso, por ejemplo, para determinar con precisión el tiempo absoluto de medición.

El módulo controlador 14 puede incluir una unidad de procesamiento, una o más unidades de memoria (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio (RAM), una memoria no volátil como una memoria Flash, etc.), una o más unidades de almacenamiento (por ejemplo, que incluye un disco duro y/o una unidad de almacenamiento extraíble, etc.) que se pueden usar para almacenar y/o ejecutar un programa de software y datos asociados y para comunicarse con dispositivos externos.

El módulo de control de propulsión 20 puede acoplarse a uno o más dispositivos de accionamiento, como un motor eléctrico 27, que puede acoplarse a una o más ruedas 28. Las ruedas 28 pueden montarse en el cable 11 para permitir que el módulo de control de propulsión 20 mueva el dispositivo de medición de red 10 a lo largo del cable 11 controlando el motor eléctrico 27.

Se aprecia que el sistema de propulsión del dispositivo de medición de red 10 (que incluye, entre otros, el módulo de control de propulsión 20, uno o más motores eléctricos 27, una o más ruedas 28, etc.) puede funcionar para mover el dispositivo de medición de red 10 a lo largo cable 11 y/o para girar el dispositivo de medición de red 10 alrededor del cable 11.

Se aprecia que el motor eléctrico 27 representa aquí cualquier tipo de tecnología adecuada para maniobrar el dispositivo de medición de red 10 a lo largo y/o alrededor del cable 11, incluidos, entre otros, un motor de CA, un motor de CC, un motor paso a paso, una bomba neumática y/o motor, una bomba y/o motor hidráulico, o cualquier otro tipo de actuador.

Ahora se hace referencia a la Figura 2, que es una ilustración simplificada de una pluralidad de dispositivos de medición de red 10 distribuidos en varios segmentos de cable de la red de transmisión o distribución eléctrica 29, según una realización ejemplar. Como opción, la ilustración de la Figura 2 puede verse en el contexto de los detalles de las figuras anteriores. Por supuesto, sin embargo, la ilustración de la Figura 2 puede verse en el contexto de cualquier entorno deseado. Además, las definiciones antes mencionadas pueden aplicarse igualmente a la siguiente descripción.

Como se muestra en la Figura 2, la red de transmisión o distribución eléctrica 29 puede incluir una pluralidad de segmentos de cable eléctrico 11 y los dispositivos de medición de red 10 pueden montarse en cualquier segmento de cable eléctrico 11, incluidos los segmentos sucesivos (que llevan la misma fase eléctrica) y segmentos paralelos (que llevan diferentes fases eléctricas).

Como se muestra en la Figura 2, los dispositivos de medición de red 10 pueden comunicarse entre sí utilizando, por ejemplo, el módulo de comunicación de retorno 17 que se muestra y describe con referencia a la Figura 1. Los dispositivos de medición de red 10 pueden formar, por ejemplo, una red de malla 30.

Como se muestra en la Figura 2, los dispositivos de medición de red 10 pueden usar su módulo de comunicación de retorno 17 y/o la red en malla 30 para comunicarse con un controlador de área 31. El controlador de área 31 puede comunicarse con un controlador central o servidor 32, por ejemplo, utilizando una red de comunicación inalámbrica de área amplia (por ejemplo, WAN), como, por ejemplo, la red celular 33. Se aprecia que, como opción, los dispositivos de medición de red 10 también pueden comunicarse a través de WAN directamente con el controlador central o servidor 32.

Como se muestra en la Figura 2, los dispositivos de medición de red 10 también pueden usar su módulo de comunicación de área local 18 que se muestra y describe con referencia a la Figura 1 para comunicarse con terminales de comunicación 34 como teléfonos inteligentes dentro del alcance de la red de área local 35.

A medida que los dispositivos de medición de red 10 se mueven sobre sus respectivos segmentos de cable, la red de malla 30 puede cambiar su topología. Se aprecia que dichos cambios de la topología de la red en malla 30 pueden dar como resultado que uno o más de los dispositivos de medición de red 10 se desconecten de la red en malla 30 y, en consecuencia, del controlador de área 31 y/o controlador central 32. También se apreció que cuando se desconecta un primer dispositivo de medición de red 10, también puede desconectar otros dispositivos de medición de red 10 que dependen del primer dispositivo de medición de red 10 para la conectividad con la red de malla 30. También se aprecia que un dispositivo de medición de red 10 puede fallar y desconectar una parte de la red de malla 30 (por ejemplo, uno o más dispositivos de medición de red 10) del resto de la red de malla 30.

Cuando una pluralidad de dispositivos de medición de red 10 están montados en una parte particular de la red de transmisión o distribución eléctrica 29, se disponen en al menos una topología particular (estructura) de la red de malla 30 en la que todos los dispositivos de medición de red 10 están dentro del rango de la red de malla 30. Esta topología o estructura particular de la red de malla 30 es registrada por los respectivos dispositivos de medición de red 10 como una topología estándar o por defecto. Los dispositivos de medición de red 10 registran su ubicación en su respectivo segmento del cable eléctrico 11, por ejemplo, registrando sus respectivos datos de GPS en una memoria no volátil.

El proceso de organizar y registrar una o más topologías o estructuras estándar o por defecto de la red en malla 30 y las posiciones respectivas de cada uno de los dispositivos de medición de red 10 puede ejecutarse bajo el control o supervisión del controlador de área local 31.

Se aprecia que varias topologías o estructuras estándar o predeterminadas de la red 30 en malla se crean con el objetivo de que ningún dispositivo 10 de medición de red que falle pueda desconectar una parte de la red 30 en malla. Por ejemplo, si un dispositivo de medición de red 10 particular ha fallado, existe una topología o estructura estándar o predeterminadas de la red de malla 30 en la que todos los demás dispositivos de medición de red 10 pueden comunicarse.

Un dispositivo de medición de red 10, cuando se desconecta de la red, puede posicionarse automáticamente en su posición respectiva en dichas topologías o estructuras estándar o predeterminadas de la red de malla 30. En particular, cuando el dispositivo de medición de red 10 detecta que está desconectado de la red de malla 30, vuelve automáticamente a la ubicación predeterminada, por ejemplo, como lo indican los datos GPS registrados en la memoria no volátil como se describe anteriormente.

Se puede ordenar la pluralidad de topologías o estructuras estándar o predeterminadas y un dispositivo de medición de red 10, cuando está desconectado de la red, puede escanear las topologías o estructuras estándar o predeterminadas según su orden.

Para resolver la situación en la que uno o más dispositivos de medición de red 10 están desconectados, una parte de la pluralidad de dispositivos de medición de red 10 puede seleccionar una topología estándar particular y el resto de los dispositivos de medición de red 10 pueden escanear las topologías estándar hasta que todos los dispositivos de medición de red operativos los dispositivos 10 están en comunicación.

Por ejemplo, el controlador de área 31 puede seleccionar una topología estándar de acuerdo con la identificación de uno o más dispositivos de medición de red 10 desconectados e instruir a los dispositivos de medición de red 10 conectados para asumir esta topología estándar y esperar a que se desconecte uno o más dispositivos de medición de red 10 para conectar. Este proceso puede repetirse hasta que uno o más dispositivos de medición de red 10 desconectados se conecten a la red de malla 30, o hasta que se determine que uno o más dispositivos de medición de red 10 son defectuosos.

Alternativamente, para reducir el riesgo de perder la conectividad con una gran parte de los dispositivos de medición de red 10, el controlador de área 31 puede operar un solo dispositivo de medición de red 10 a la vez. El controlador de área 31 puede indicar a todos los demás dispositivos de medición de red 10 que se coloquen en sus ubicaciones predeterminadas, o en una topología estándar particular seleccionada para permitir que el dispositivo de medición de red operativo 10 se desplace a lo largo de su segmento de cable, por ejemplo, sin interrupción para Conectividad a la red de malla 30.

Se aprecia que cuando los dispositivos de medición de una red 10 realizan una acción como 'posicionarse, 'regresar' (a la ubicación predeterminada), 'viajar a lo largo de su segmento de cable', 'cambiar topología', 'asumir topología', 'explorar topologías', etc., la acción se refiere a que los dispositivos de medición de red 10 utilizan su módulo de control de propulsión 20, motor eléctrico 27, ruedas 28, etc., para maniobrar a lo largo del cable 11.

Ahora se hace referencia a la Figura 3, que es un diagrama esquemático simplificado de un sistema de medición de red 36 según una realización.

Como se muestra en la Figura 3, el sistema de medición de red 36 puede incluir una pluralidad de dispositivos de medición de red 37 distribuidos en una red de transmisión eléctrica 38. El sistema de medición de red 36 también puede incluir al menos un controlador de área 39. Uno de los controladores de área 39 es un controlador central maestro 40, por ejemplo, situado aguas arriba.

Algunos de los dispositivos de medición de red 37 son dispositivos monofásicos, como el dispositivo de medición de red 10 de la Figura 1, y pueden conectarse a un solo cable 11, mientras que otros dispositivos de medición de red 37 son dispositivos trifásicos. Un dispositivo trifásico se diferencia de un dispositivo monofásico por tener al menos un dispositivo de medición eléctrica para cada fase y, por lo tanto, está conectado a tres cables 11.

Los controladores de área 39 pueden comunicarse con los dispositivos de medición de red 37 utilizando cualquier tecnología de comunicación adecuada. Cada uno de los controladores de área 39 puede controlar un segmento diferente de la red de transmisión eléctrica 38. Opcionalmente, los segmentos controlados por los diferentes controladores de área 39 se superponen al menos parcialmente para proporcionar redundancia de modo que el sistema de medición de red 36 sea resistente a una falla de uno o más controladores de área 39.

Se aprecia que los controladores de área 39 se pueden conectar a una red de comunicación basada en cable, puede ser una red de comunicación basada en Protocolo de Internet (IP). Se aprecia que uno o más de la pluralidad de controladores de área 39 se utilizan como controlador central maestro para controlar los otros controladores de área 39.

Ya sea utilizando tecnología de comunicación por cable, tecnología de comunicación inalámbrica, tecnología de comunicación PLC o cualquier otra tecnología de comunicación, el sistema de medición de red 36 puede utilizar tecnología de comunicación de corto alcance o tecnología de comunicación de largo alcance. Usando tecnología de comunicación de largo alcance (alámbrica, inalámbrica, PLC, etc.), los dispositivos de medición de red 37 pueden comunicarse directamente con su controlador de área 39.

Alternativamente, usando tecnología de comunicación de corto alcance (alámbrica, inalámbrica, PLC, etc.), los dispositivos de medición de red 37 pueden comunicarse con sus dispositivos de medición de red vecinos 37, que retransmiten la comunicación aguas arriba hasta que llega al controlador central maestro 40, y viceversa. La Figura 3 muestra los controladores de área 39 que se comunican con los dispositivos de medición de red 37 usando las unidades de comunicación 41. Las unidades de comunicación 41 pueden usar cualquier tipo de tecnología de comunicación, incluidas las tecnologías alámbricas, inalámbricas y/o PLC, y en particular, celular, Wi-Fi, Bluetooth, ZigBee, etc.).

Por ejemplo, los dispositivos de medición de red 37 pueden usar tecnología de comunicación PLC o RF como Wi-Fi, Bluetooth y/o ZigBee para comunicarse con los controladores de área 39, mientras que los controladores de área 39 pueden usar tecnología cableada, WiMAX y/o celular para comunicarse con controlador central maestro 40. Cada uno de estos dispositivos puede incluir dos tecnologías de comunicación diferentes para proporcionar redundancia y respaldo.

Los dispositivos de medición de red 37 pueden comunicarse directa o indirectamente, a través de controladores de área 39, con el controlador central maestro 40. Puede que los controladores de área 39 se comuniquen con el controlador central maestro 40.

Se aprecia que la red de transmisión eléctrica 38 es una red de transmisión trifásica, sin embargo, también son posibles otras configuraciones.

Ahora se hace referencia a la Figura 4, que es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo informático o un sistema informático 42, según una realización ejemplar. Como opción, el diagrama de bloques de la Figura 4 puede verse en el contexto de los detalles de las figuras anteriores. Por supuesto, sin embargo, el diagrama de bloques de la Figura 4 puede verse en el contexto de cualquier entorno deseado. Además, las definiciones antes mencionadas pueden aplicarse igualmente a la siguiente descripción.

El sistema informático 42 es un diagrama de bloques de un dispositivo informático utilizado para el controlador de área 31 y/o el controlador central 32 de la Figura 2, así como los controladores de área 39 y/o el controlador central 40. El sistema informático 42 puede ejecutar cualquier programa de software como para analizar mediciones tomadas por uno o más dispositivos de medición de red 10 de la Figura 2 y/o dispositivos de medición de red 37 de la Figura 3.

Como se muestra en la Figura 4, el sistema informático 42 puede incluir al menos una unidad de procesador 43, una o más unidades de memoria 44 (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio (RAM), una memoria no volátil como una memoria Flash, etc.), una o más unidades de almacenamiento 45 (por ejemplo, que incluye una unidad de disco duro y/o una unidad de almacenamiento extraíble, que representa una unidad de disquete, una unidad de cinta magnética, una unidad de disco compacto, un dispositivo de memoria flash, etc.).

El sistema informático 42 también puede incluir una o más unidades de comunicación 46, uno o más procesadores gráficos 47 y pantallas 48, y uno o más buses de comunicación 49 que conectan las unidades anteriores.

El sistema informático 42 también puede incluir uno o más programas informáticos 50, o algoritmos lógicos de control informático, que pueden almacenarse en cualquiera de las unidades de memoria 44 y/o unidades de almacenamiento 45. Dichos programas informáticos, cuando se ejecutan, permiten que el sistema informático 42 realice varias funciones como se establece en este documento. Las unidades de memoria 44 y/o las unidades de almacenamiento 45 y/o cualquier otro almacenamiento son posibles ejemplos de medios legibles por ordenador tangibles. En particular, los programas de computadora 50 pueden incluir un programa de software para analizar una o más mediciones recibidas desde uno o más dispositivos de medición de red 10 de la Figura 2 y/o dispositivos de medición de red 37 de la Figura 3.

Ahora se hace referencia a la Figura 5, que es un diagrama de bloques de un programa 51 de software de detección dinámica de fallas, según una realización ejemplar.

Como opción, el diagrama de bloques del programa de software de detección dinámica de fallas 51 de la Figura 5 puede verse en el contexto de los detalles de las figuras anteriores. Por supuesto, sin embargo, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 de la Figura 5 puede verse en el contexto de cualquier entorno deseado. Además, las definiciones antes mencionadas pueden aplicarse igualmente a la siguiente descripción.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede ser ejecutado por un sistema informático 42, y/o por un controlador de área 31 o 39, y/o por un controlador central o servidor 32 o 40, así como por dispositivos de medición de red 10 o 37.

Como se muestra en la Figura 5, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede tener los siguientes módulos:

Un módulo de comunicación 52, que puede comunicarse con uno o más dispositivos de medición de red 10 de la Figura 2 y/o dispositivos de medición de red 37 de la Figura 3. El módulo de comunicación 52 puede recibir varias mediciones de uno o más dispositivos de medición de red y/o dar instrucciones a uno o más dispositivos de medición de red para que tomen una o más mediciones particulares de una manera particular. El módulo de comunicación 52 puede almacenar dichas mediciones 53 en el módulo de base de datos 54.

Se aprecia que el uso de una base de datos como el módulo de base de datos 54 es un ejemplo de posibles realizaciones y se contemplan otras realizaciones para registrar y almacenar datos, incluyendo cualquier tipo de memoria o almacenamiento, incluida la memoria temporal (RAM).

El módulo de análisis de mediciones 55 puede cargar mediciones 53 desde el módulo de base de datos 54, producir resultados de análisis 56 y almacenar los resultados de análisis en el módulo de base de datos 54.

El módulo de interfaz de usuario 57 puede permitir que un usuario 58 administre el programa de software de detección dinámica de fallas 51, por ejemplo, determinando uno o más parámetros operativos del programa de software de detección dinámica de fallas 51. El módulo de interfaz de usuario 57 puede permitir que un usuario 58 acceda a los resultados del análisis 56. El módulo de interfaz de usuario 57 también puede alertar automáticamente al usuario 58 sobre un evento particular, según lo determine el usuario 58. El módulo de interfaz de usuario 57 puede permitir que un usuario 58 determine parámetros operativos tales como reglas de recopilación de mediciones 59, reglas de análisis de mediciones 60 y reglas de alarma de eventos 61.

El módulo de base de datos 54 puede incluir la base de datos de mediciones 62 que incluye las mediciones recopiladas por el módulo de comunicación 52. Base de datos operativa 63, que incluye reglas de recopilación 59, reglas de análisis 60, reglas de alarma de eventos 61 y programas de exploración. Y base de datos de resultados de análisis 64.

Se aprecia que el uso de reglas almacenadas tales como las reglas 59, 60 y las reglas 61 es un ejemplo de posibles realizaciones y se contemplan otras realizaciones. Por ejemplo, la lógica de tales reglas se puede incrustar en el código del módulo respectivo.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede analizar las mediciones de varias maneras. Por ejemplo, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede comparar dos o más mediciones tomadas por el mismo dispositivo de medición de red en tiempos diferentes. Por ejemplo, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede comparar dos o más mediciones tomadas por los diferentes dispositivos de medición de red sustancialmente al mismo tiempo. Por ejemplo, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede comparar dos o más cambios de medición detectados por el mismo o por diferentes dispositivos de medición de red. Por ejemplo, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede comparar dos o más mediciones de transitorios detectados por el mismo o por diferentes dispositivos de medición de red.

El término 'transitorio' puede referirse a cualquier tipo de cambio instantáneo o de corta duración de tensión y/o corriente y/o potencia, como un pico, una sobretensión, etc.

El módulo de análisis de mediciones 55 escanea la base de datos de mediciones 62 de acuerdo con las reglas de análisis de mediciones 60 para detectar anormalidades o fallas. Distintos fallas pueden tener diferentes características en forma de mediciones típicas, o relaciones entre mediciones, tomadas por los mismos o diferentes dispositivos de medición de la red.

Se puede diseñar una regla de análisis de mediciones 60 para detectar y/o identificar una falla particular. Una regla de análisis de mediciones 60 también puede desencadenar el uso de una o más reglas de recopilación de mediciones 59 particulares. Por ejemplo, para recopilar mediciones de mayor precisión, por ejemplo, un conjunto de mediciones tomadas por un dispositivo de medición de red en particular en un momento determinado.

Ahora se hace referencia a la Figura 6, que es un diagrama de flujo del módulo de análisis de mediciones 55, según una realización ejemplar.

Como opción, el diagrama de flujo del módulo de análisis de mediciones 55 de la Figura 6 puede verse en el contexto de los detalles de las figuras anteriores. Por supuesto, sin embargo, el diagrama de flujo del módulo de análisis de mediciones 55 de la Figura 6 puede verse en el contexto de cualquier entorno deseado. Además, las definiciones antes mencionadas pueden aplicarse igualmente a la siguiente descripción.

Como se muestra en la Figura 6, el módulo de análisis de mediciones 55 puede comenzar con el paso 65, por ejemplo, cargando reglas desde la base de datos operativa 63. El módulo de análisis de mediciones 55 puede luego proceder al paso 66 para escanear las mediciones en la base de datos de mediciones 62. El módulo de análisis de mediciones 55 puede pasar luego al paso 67 para comparar cada medición con todas las reglas de identificación de anomalías.

Una regla de identificación de anormalidad puede asociar una medición con un tipo particular de anormalidad. Por lo general, el tipo de anormalidad asocia la medición con una o más fallas posibles. Si (paso 68) una medición se identifica como anormal, deben examinarse las mediciones relevantes de los dispositivos de medición de red vecina para determinar si existe la falla y el tipo de falla.

Si se detecta una medición anormal (paso 68), el módulo de análisis de mediciones 55 puede pasar al paso 69 para cargar desde la base de datos operativa 63 una o más reglas de análisis asociadas con uno o más tipos de anomalías según lo determinado en el paso 67. Una regla de análisis puede indicar, por ejemplo, qué otras mediciones deben analizarse y cómo. Una regla de análisis puede requerir una o más mediciones previas del mismo dispositivo de medición de red y/o una o más mediciones previas de otro dispositivo de medición de red. El módulo de análisis de mediciones 55 puede pasar luego al paso 70 para escanear y comparar las mediciones de acuerdo con la regla de análisis.

Si el módulo de análisis de mediciones 55, utilizando una regla de análisis, identifica una falla (paso 71), el módulo de análisis de mediciones 55 puede informar la falla (paso 72), generalmente ingresando un registro de falla en la base de datos de resultados de análisis 64 de acuerdo con la regla de alarma de evento asociada con el falla identificado.

El módulo de análisis de mediciones 55 puede repetir los pasos 69 a 72 para todas las reglas asociadas con la anomalía identificada (paso 73). El módulo de análisis de mediciones 55 puede repetir los pasos 66 a 72 para todas las mediciones en la base de datos de mediciones 62.

El módulo de análisis de mediciones 55 puede escanear la base de datos de mediciones 62 continuamente y/o repetidamente de acuerdo con un programa particular, y/o siguiendo una alerta de un dispositivo de medición de red, y/o siguiendo una alerta de un dispositivo de medición de red, y/o siguiendo una alerta del módulo de comunicación 52, y/o después de una solicitud manual de, por ejemplo, el usuario 52. Un programa de escaneo puede ser determinado por el usuario 52 o por una regla de análisis.

Ahora se hace referencia a la Figura 7, que es un diagrama de flujo de un procedimiento de exploración de medición 74, según una realización ejemplar. El procedimiento de escaneo de medición 74 puede ser una posible implementación del paso 70 de la Figura 6.

Como opción, el diagrama de flujo de un procedimiento de escaneo de medición 74 de la Figura 7 puede verse en el contexto de los detalles de las figuras anteriores. Por supuesto, sin embargo, el diagrama de flujo de un procedimiento de escaneo de medición 74 de la Figura 7 puede verse en el contexto de cualquier entorno deseado. Además, las definiciones antes mencionadas pueden aplicarse igualmente a la siguiente descripción.

El procedimiento de escaneo de medición 74 puede ser ejecutado por un sistema informático 42, por un controlador central o servidor 32 o 40, y/o por un controlador de área 31 o 39, así como por dispositivos de medición de red 10 o 37. El procedimiento de escaneo de medición 74 se ejecuta típicamente como parte del programa de software de detección dinámica de fallas 51, y por el mismo dispositivo (por ejemplo).

Sin embargo, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 y el procedimiento de escaneo de medición 74 pueden ser ejecutados por diferentes dispositivos. Por ejemplo, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede ser ejecutado por un controlador central o servidor 32 o 40, con el procedimiento de escaneo de medición 74 ejecutado por uno o más controladores de área 31 o 39. Por ejemplo, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede ser ejecutado por un controlador de área 31 o 39, con el procedimiento de escaneo de medición 74 ejecutado por uno o más dispositivos de medición de red 10 o 37.

Como se muestra en la Figura 7, el procedimiento de exploración de medición 74 puede comenzar con el paso 75 determinando los dispositivos de medición de red para los que se deben evaluar las mediciones. Típicamente, tales dispositivos de medición de red pueden estar ubicados proximalmente aguas abajo, por ejemplo, en la dirección de la(s) carga(s) de energía y/o el(los) consumidor(es) de energía. Como alternativa o adicionalmente, dichos dispositivos de medición de red pueden estar ubicados proximalmente aguas arriba, por ejemplo, en la dirección de la(s) estación(es) generadora(s) de energía.

Como alternativa o adicionalmente, dichos dispositivos de medición de red pueden ubicarse proximalmente en paralelo, por ejemplo, en un conductor de energía paralelo de la misma fase, o en un conductor de energía que lleva una fase diferente, o una línea neutra, etc. Alternativamente o adicionalmente, si la red se bifurca (aguas arriba o aguas abajo), dichos dispositivos de medición de red pueden ubicarse en ramales paralelos. Los dispositivos de medición de red para los cuales se deben evaluar las mediciones se pueden determinar según el tipo de anomalía detectada en el paso 67 de la Figura 6 y/o según la regla de análisis cargada en el paso 69 de la Figura 6. Los dispositivos de medición de red para los que se deben evaluar las mediciones podrán determinarse según el tipo y/o características de las mediciones evaluadas de los dispositivos vecinos. Por lo tanto, la evaluación puede abarcar cualquier número de dispositivos de medición de red.

Se aprecia que el programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede detectar la dirección del flujo de energía y/o el(los) lado(s) del generador. Por ejemplo, supongamos que una línea eléctrica transporta energía desde un generador de energía principal en una central eléctrica conectada a un primer lado de la línea y, en la misma línea, una unidad de generación de energía fotovoltaica conectada al segundo lado. Un dispositivo de medición de red 10 puede medir por separado el flujo de energía para las dos fuentes de alimentación. El procedimiento de escaneo de medición 74 puede pasar al paso 76 para determinar si existe una medición adecuada para uno o más dispositivos de medición de red seleccionados en el paso 75. Dichas mediciones pueden ser adecuadas si la medición es del tipo requerido y/o se tomó en un momento determinado y/o tiene la precisión adecuada, etc.

Una medición puede tener diferentes tipos como tensión, corriente, fase entre tensión y corriente, frecuencia, temperatura, viento, etc., medición instantánea, promedio sobre un período de tiempo en particular, etc., valor absoluto, cambio, gradiente, etc.

Si tal medición adecuada no existe, por ejemplo, en la base de datos de medición 62, el procedimiento de escaneo de medición 74 puede proceder a solicitar la medición adecuada del dispositivo de medición de red apropiado (según se determina en el paso 75).

El procedimiento de escaneo de medición 74 normalmente puede proceder al paso 77 para cargar una regla de recopilación de medición 59 desde la base de datos operativa 63. El procedimiento de escaneo de medición 74 puede pasar luego al paso 78 para solicitar la medición particular del dispositivo de medición de red como se determina en el paso 75.

Por ejemplo, el paso 78 puede implementarse mediante el procedimiento de escaneo de medición 74 enviando la regla de recopilación de medición apropiada 59, a través del programa de software de detección dinámica de fallas 51, y a través del módulo de comunicación 52, a los controladores de área apropiados (31,39) y/o a los dispositivos de medición de red (10, 37).

El procedimiento de exploración de medición 74 puede pasar luego al paso 79 para reprogramar la exploración cuando esté disponible la medición adecuada. El procedimiento de exploración de medición 74 puede pasar luego al paso 80 para determinar que (considerando la falta de una medición adecuada y la reprogramación de la exploración) no se identifica una falla.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51, así como el procedimiento de escaneo de medición 74, pueden ser ejecutados por y/o por un controlador central maestro 40 y/o por un controlador de área 39 y/o, ambos de la Figura 3, y/o por un controlador central o servidor 32 y/o controlador de área 31, ambos de la Figura 2. Estas entidades suelen ejecutar los pasos 77 a 80. Sin embargo, alternativa o adicionalmente, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 así como el procedimiento de escaneo de medición 74 pueden ser ejecutados, en su totalidad o en parte, por cualquiera de los dispositivos de medición de red 10 de las Figuras 1 y 2 y/o dispositivos de medición de red 37 de la Figura 3.

La ventaja de ejecutar el programa de software de detección dinámica de fallas 51 así como el procedimiento de escaneo de medición 74 por parte del controlador central maestro 40 y/o el controlador central o servidor 32 es la disponibilidad de una base de datos de medición integral 62 que cubre toda la red, o una gran parte de la misma red, y un largo período de tiempo de recopilación de mediciones.

La ventaja de ejecutar el programa de software de detección dinámica de fallas 51 así como el procedimiento de escaneo de medición 74 por parte de los controladores de área (31, 39) es que las mediciones se escanean en paralelo y, por lo tanto, las fallas y/o situaciones sospechosas pueden detectarse más rápido, al menos para un área limitada administrada por un controlador de área en particular.

La ventaja de ejecutar el programa de software de detección dinámica de fallas 51 así como el procedimiento de escaneo de medición 74 por los dispositivos de medición de red (10, 37) es que al menos algunas fallas y/o situaciones sospechosas pueden detectarse aún más rápido, al menos para la proximidad inmediata de un dispositivo de medición de red en particular.

Cada dispositivo de medición de red puede almacenar internamente mediciones que no se comunican a los controladores de área (31, 39) y/o controlador central maestro 40 y/o controlador central o servidor 32. De manera similar, los controladores de área (31, 39) pueden almacenar internamente mediciones que no se comunican al controlador central maestro 40 y/o al controlador central o servidor 32.

Por lo tanto, si un controlador de área (31, 39) ejecuta los pasos 76 a 78, el controlador de área puede enviar la solicitud al dispositivo de medición de red adecuado (10, 37) dentro de su territorio, o a un controlador de área vecino (31, 39) supervisar el dispositivo de medición de red. De manera similar, si los pasos 76 a 78 son ejecutados por un dispositivo de medición de red (10, 37), puede enviar la solicitud directamente al dispositivo de medición de red vecino adecuado. En tal caso, la solicitud puede proporcionarse sustancialmente de inmediato y el procedimiento de escaneo de medición 74 puede pasar directamente al paso 81.

En el paso 81, el procedimiento de escaneo de medición 74 puede cargar la(s) medición(es) requerida(s) del(los) dispositivo(s) de medición de la red vecina, por ejemplo, de acuerdo con la regla de análisis relevante 60. Si todas las mediciones requeridas están disponibles (paso 82), el procedimiento de escaneo de medición 74 puede pasar al paso 83 para determinar si existe una falla, así como el tipo de falla (pasos 84 y 85).

Por lo tanto, por ejemplo, un primer dispositivo de medición de red 10 o 37 puede analizar los datos que recopila, normalmente en tiempo real, y determinar que se requieren una o más mediciones adicionales de un segundo dispositivo de medición de red vecino particular 10 o 37. Por ejemplo, el primer dispositivo de medición de red puede detectar un cambio de un valor particular en un tiempo específico y solicitar al segundo dispositivo de medición de red que envíe mediciones más detalladas que el segundo dispositivo de medición de red está almacenando internamente durante un período predeterminado. Después de que el primer dispositivo de medición de red recibió las mediciones detalladas del segundo dispositivo de medición de red, puede determinar una falla particular e informar al controlador de área 31 o 39, que puede iniciar una exploración más amplia de la falla. Lo mismo se aplica a un primer controlador de área 31 o 39 que interroga a un segundo controlador de área vecino 31 o 39.

Esta disposición permite que el sistema de medición de red 36 monitoree eventos tales como transitorios instantáneamente. El sistema de medición de red 36 puede detectar fallas sospechosas en tiempo real y usar mediciones muy detalladas sin tener que comunicar estas mediciones detalladas a una base de datos central. En su lugar, los dispositivos de medición de red almacenan internamente mediciones detalladas limitadas en el tiempo y pueden ser solicitadas y utilizadas inmediatamente por los dispositivos de medición de red vecinos.

Se aprecia que cada unidad del sistema de medición de red 36 puede solicitar a cualquier otra unidad que recopile mediciones detalladas y/o envíe mediciones detalladas a cualquier otra unidad del sistema de medición de red 36. Particularmente, un controlador central maestro 40 puede por lo tanto solicitar uno o más controladores de área 31 o 39 y/o dispositivo de medición de red 10 o 37 para enviarle mediciones detalladas. De manera similar, un controlador de área 31 o 39 puede solicitar uno o más controladores de área 31 o 39 y/o uno o más dispositivos de medición de red 10 o 37 para enviarle mediciones detalladas, o para enviar las mediciones detalladas al controlador central maestro 40. De manera similar, un dispositivo de medición 10 o 37 puede solicitar uno o más área uno o más dispositivos de medición de red 10 o 37 para enviarle mediciones detalladas, o para enviar las mediciones detalladas a un controlador de área 31 o 39, o al controlador central maestro 40. Por lo tanto, el sistema de medición de red 36 puede no necesitar comunicar todas las mediciones detalladas al controlador central maestro 40. En cambio, las mediciones detalladas son procesadas por el dispositivo de medición de red 10 o 37 que recopila las mediciones y, si el dispositivo de medición de red 10 o 37 sospecha una falla, se realiza una solicitud a los dispositivos vecinos (por ejemplo, uno o más dispositivos de medición de red 10 o 37, o controladores de área 31 o 39) para comunicar sus mediciones detalladas (a un dispositivo de medición de red 10 o 37, un controlador de área 31 o 39, o al controlador central maestro 40) para un análisis detallado. Por lo tanto, la red y la base de datos no se cargan con datos innecesarios.

Se aprecia que el procesamiento del análisis por cada uno de los dispositivos de medición de red 10 o 37 (por ejemplo, el paso 70 de la Figura 6) permite procesar el análisis en tiempo real o casi en tiempo real y, por lo tanto, la solicitud de mediciones detalladas de uno se pueden emitir rápidamente más dispositivos vecinos (por ejemplo, en tiempo real o casi en tiempo real) y, por lo tanto, los dispositivos de medición de red 10 o 37 pueden necesitar almacenar tales mediciones detalladas internamente durante un período relativamente corto. Por lo tanto, los requisitos de memoria y/o almacenamiento de los dispositivos de medición de red 10 o 37 se reducen y/o los dispositivos de medición de red 10 o 37 pueden almacenar más (tipos de) mediciones detalladas.

Se aprecia que el término "dispositivos vecinos" puede referirse a dispositivos (por ejemplo, uno o más dispositivos de medición de red 10 o 37, o controladores de área 31 o 39) en el mismo conductor (por ejemplo, cable 11) portadores de fase, y/ o en un conductor paralelo tal como un conductor portador de fase paralelo de una red trifásica. De manera similar, el término "dispositivos vecinos" también puede referirse a uno o más dispositivos en una rama paralela de la red.

Las reglas de análisis 60 pueden tener varias formas según las posibles fallas. Típicamente, una falla de un tipo particular puede tener una o más reglas de análisis 60 que detectan la falla.

Una regla de análisis 60 puede correlacionar, o comparar, el mismo tipo de medición del mismo dispositivo de medición de red tomada, por ejemplo, en tiempos diferentes, generalmente mediciones consecutivas. Una regla de análisis 60 puede correlacionar o comparar, por ejemplo, el mismo tipo de medición de diferentes dispositivos de medición de red tomados en el mismo tiempo. Una regla de análisis 60 puede correlacionar o comparar, por ejemplo, mediciones de diferentes tipos de dispositivos de medición de redes iguales o diferentes. Una regla de análisis 60 también puede incluir cualquier combinación de las correlaciones o comparaciones antes mencionadas. Por ejemplo, el viento puede hacer que un árbol o un objeto similar toque la red o que de otro modo cause una sobretensión momentánea, un pulso, un pico, un cambio de corriente o un cambio de tensión. Tal sobretensión, o cambio, puede ser detectado por dos o más dispositivos de monitoreo de la red. Por ejemplo, los dos monitores de red aguas arriba y aguas abajo del punto de contacto del árbol con la red. Sin embargo, el valor del parámetro medido (por ejemplo, cambio de corriente o pico de tensión) puede ser diferente o incluso opuesto.

Los parámetros del viento se pueden medir directa o indirectamente. Por ejemplo, el viento puede medirse como la velocidad del aire o como el efecto del viento sobre el cable. Por ejemplo, el cable puede desviarse, oscilar, ondear, etc. Tal deflexión, canto y oscilación del cable pueden medirse utilizando, por ejemplo, un acelerómetro, un gravímetro o un dispositivo similar.

Tal cambio de corriente, o tensión, depende del tiempo y puede ser detectado, durante el mismo tiempo (o aproximadamente al mismo tiempo) por dos o más dispositivos de medición de red. Tal pluralidad de dispositivos de medición puede detectar el mismo cambio dependiente del tiempo, donde cada dispositivo de medición de red puede medir un cambio dependiente del tiempo de un valor diferente. Por lo tanto, la diferencia entre las mediciones de los dos dispositivos de medición de red es también un cambio o pulso dependiente del tiempo.

Por ejemplo, una regla de análisis 60 que detecta un aumento de corriente en un primer dispositivo de monitoreo de red y una disminución de corriente en un dispositivo de monitoreo de red próximo puede indicar una falla entre los dispositivos de monitoreo de red, indicando la falla un cortocircuito momentáneo debido a que un objeto toca el red. Por ejemplo, dicha indicación de falla (por ejemplo, la regla de análisis 60) también puede requerir una medición de viento de valor suficiente, o una medición de humedad de valor suficiente, o una conductividad de aire de medición de valor suficiente. La regla de análisis 60 puede requerir además que más dispositivos de monitoreo de red aguas arriba y/o aguas abajo no detecten el parámetro relevante (por ejemplo, disminución o aumento de corriente), o detecten un valor mucho más bajo.

Por ejemplo, una regla de análisis 60 puede detectar una fuga entre dos dispositivos de control de la red, por ejemplo, comparando las mediciones actuales de los dos dispositivos de control de la red. Si, por ejemplo, la medición actual del dispositivo de monitoreo de la red aguas arriba es mayor que la medición de corriente del dispositivo de monitoreo de la red aguas abajo, la diferencia puede atribuirse a algún tipo de fuga entre los dispositivos de monitoreo de la red. El valor de fuga puede estar por debajo de un valor umbral que requiera informar de una falla (por ejemplo, el paso 72).

Sin embargo, basándose en mediciones consecutivas, la regla de análisis 60 puede detectar además que el valor de fuga aumenta con el tiempo. Tal indicación puede requerir informar de la falla aparente (por ejemplo, el paso 72) aunque el valor absoluto de fuga aún puede estar por debajo del umbral. La regla de análisis 60 puede indicar además la correlación con otro parámetro, como el viento, la temperatura, la humedad y/o la conductividad del aire. Por lo tanto, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede detectar con suficiente antelación el desarrollo de un proceso de deterioro por fugas de, por ejemplo, un transformador o un aislador.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51 también puede detectar la discontinuidad del cable. Programa de software de detección dinámica de fallas 51 una falla en una rama particular aguas abajo de un dispositivo de medición de red particular y que no aparece en la otra rama.

Algunos sensores pueden ser inexactos, desviarse o perder su calibración debido al polvo, la humedad o el envejecimiento. El programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede usar una regla de análisis 60 para superar tal situación compensando la precisión diferente de dos o más dispositivos de medición de red, o la deriva lenta o el salto de descalibración.

Por ejemplo, una regla de análisis 60 puede detectar una falla asociada a la corrosión en una conexión entre dos elementos del cable 11. Por ejemplo, una regla de análisis 60 puede detectar una diferencia entre las mediciones actuales de dos dispositivos de monitoreo de red vecinos que pueden haberse atribuido a una pequeña fuga, pero que están correlacionadas, por ejemplo, con la temperatura. Por ejemplo, el valor de diferencia actual es cíclico, aumentando con la temperatura durante el día y disminuyendo con la temperatura durante la noche. Por lo tanto, el paso 72 puede informar sobre una falla que indica una posible corrosión en una conexión de cable entre los dos dispositivos de monitoreo de red vecinos.

Un dispositivo de medición de red puede medir varios parámetros (por ejemplo, parámetros eléctricos, parámetros físicos, etc.) en alta resolución. Por ejemplo, a una velocidad alta (por ejemplo, mediciones por segundo) y/o alta precisión. De acuerdo con una o más reglas de recopilación 59, un dispositivo de medición de red (10, 37) puede enviar al dispositivo de medición de red aguas arriba y/o a los respectivos controladores de área (31, 39) y/o al controlador central o el servidor 32 y/o el controlador central maestro 40 seleccionaron muestras y/o promedios de baja resolución de las mediciones respectivas.

Cada dispositivo de medición de red (10, 37) puede almacenar internamente, por ejemplo, en la memoria o almacenamiento del módulo controlador 14 de la Figura 1, mediciones seleccionadas de alta resolución. Por ejemplo, el dispositivo de medición de red (10, 37) puede almacenar internamente un número particular de últimas mediciones, o mediciones para un período de tiempo reciente particular, o mediciones de cualquier caracterización particular.

Por ejemplo, el dispositivo de medición de red (10, 37) puede almacenar internamente mediciones asociadas con una irregularidad particular, como un transitorio. Tales mediciones asociadas pueden ser, por ejemplo, mediciones del mismo parámetro justo antes y después del transitorio, o mediciones de parámetros de diferentes tipos al mismo tiempo que el transitorio. Dichas mediciones no pueden transmitirse aguas arriba a menos que se solicite.

Una regla de análisis 60 puede, por ejemplo, incluir una solicitud de tales mediciones de alta resolución desde el dispositivo de medición de red que informa del transitorio y/o desde dispositivos de medición de red vecinos.

Una regla de análisis 60 puede entonces, por ejemplo, comparar las mediciones detalladas de alta resolución de dos o más dispositivos de medición de red para analizar, por ejemplo, la naturaleza de un transitorio y/o la ubicación de un transitorio.

La ubicación de un transitorio puede determinarse, por ejemplo, comparando el tiempo exacto de medición del transitorio por dos o más dispositivos de medición de red. Por ejemplo, dispositivos de medición de red ubicados aguas arriba y aguas abajo del lugar donde se originó el transitorio (alternativamente, dispositivos de medición de red ubicados en el mismo lado del lugar donde se originó el transitorio). La hora exacta de la medición se puede obtener a través del módulo GPS 26.

Sin embargo, si los dos dispositivos de medición de red miden diferentes formas del mismo transitorio, es importante comparar las mediciones de tiempo de la misma característica del transitorio. Esto se puede lograr comparando mediciones detalladas de alta resolución. Una regla de análisis 60 puede, por ejemplo, incluir una solicitud de tales mediciones de alta resolución de dos o más dispositivos de medición de red. Dicha solicitud puede incluir mediciones de alta resolución de uno o más tipos de parámetros, como tensión y corriente, por ejemplo, para evaluar la potencia instantánea.

El módulo GPS 26 permite mediciones de tiempo de aproximadamente 10 nanosegundos y, por lo tanto, permite estimar la ubicación de una falla a aproximadamente 3 metros. El módulo GPS 26 también permite la sincronización de las mediciones de una pluralidad de dispositivos de medición de red.

Ahora se hace referencia a la Figura 8, que es un diagrama esquemático de una parte de una red que tiene una falla, donde la ubicación de la falla está determinada por dos o más dispositivos de medición de red, según una realización ejemplar.

Como opción, el diagrama esquemático de la Figura 8 puede verse en el contexto de los detalles de las figuras anteriores. Por supuesto, sin embargo, el diagrama esquemático de la Figura 8 puede verse en el contexto de cualquier entorno deseado. Además, las definiciones antes mencionadas pueden aplicarse igualmente a la siguiente descripción.

La Figura 8 muestra dispositivos de medición de red (10, 37) conectados a un conductor monofásico portador de fase (por ejemplo, el cable 11). Sin embargo, se aprecia que la disposición, el sistema y el método descritos con referencia a la Figura 8 también pueden aplicarse a una red trifásica y/o múltiples conductores.

La ubicación de una falla puede determinarse de acuerdo con la ubicación de dos o más dispositivos de medición de red (10, 37) que están involucrados en la medición y/o detección de la falla. La ubicación de una falla se puede determinar de acuerdo con la ubicación precisa de los dispositivos de medición de red (10, 37), siempre que, por ejemplo, se utilicen mediciones GPS precisas. La ubicación de una falla en relación con los dispositivos de medición de red (10, 37), como, por ejemplo, se describe a continuación, puede determinarse usando relojes sincronizados con precisión en estos dispositivos de medición de red (10, 37), usando señales de reloj GPS. Si no se dispone de una sincronización de reloj precisa (por ejemplo, aproximadamente 10 nanosegundos), la ubicación de la falla se puede determinar aproximadamente, por ejemplo, a mitad de camino entre dos dispositivos de medición de red (10, 37).

Usando hardware y/o software para la ubicación de fallas de alta precisión, el sistema de medición de red 36, o el programa de software de detección dinámica de fallas 51, puede encontrar primero una ubicación aproximada de la falla, por ejemplo, entre dos dispositivos de medición de red (10, 37). Luego, el sistema de medición de la red 36, o el programa de software de detección dinámica de fallas 51, puede usar uno de los siguientes casos de prueba para determinar la ubicación precisa de la falla, utilizando un tiempo de medición altamente preciso asociado con la falla según lo proporcionado por los dispositivos de medición de red (10, 37) más cercano a la falla.

En un primer caso de prueba que se muestra en la Figura 8, el sistema de medición de red 36, o el programa de software de detección dinámica de fallas 51, puede localizar una falla 86 entre los dos dispositivos de medición de red (10, 37), como los dispositivos de medición de red designados por numerales 87 y 88, utilizando las siguientes fórmulas:

Ecuación 1: L1 = L-L2

Ecuación 2: L2 = (L-(T1-T2)*C)/2

Donde:

C es la velocidad de la onda eléctrica en un conductor, normalmente la velocidad de la luz, que es de 300 metros por microsegundo.

L es la distancia entre los dos dispositivos de medición de red 87 y 88.

L1 y L2 son las distancias de la ubicación de la falla desde el dispositivo de medición de red 87 y 88, respectivamente.

En un segundo caso de prueba, uno de los dos dispositivos de medición de red 87 y 88 no proporciona la medición del tiempo de un evento o parámetro relevante. Por ejemplo, el dispositivo de medición de red 88 mide corriente o tensión normal o sin corriente o sin tensión, etc. Por ejemplo, asociado con una falla como un corte de cable o un corto a tierra, o no hay un dispositivo de medición de red en ese lado de la falla 86.

El sistema de medición de red 36, o el programa de software de detección dinámica de fallas 51, pueden localizar una falla 86 usando, por ejemplo, dispositivos de medición de red designados por los números 87 y 89, usando las siguientes fórmulas:

Ecuación 3: L2 = L L1

La Ecuación 4: L1 = (L+ (T1-T2)*C)/2

Donde:

L es la distancia entre los dos dispositivos de medición de red 87 y 88.

Las fórmulas anteriores calculan la ubicación de la falla a lo largo del cable. La ubicación de la falla en términos absolutos (como la ubicación GPS) puede determinarse según el recorrido real del cable por encima o por debajo del suelo. Si, por ejemplo, no hay curvatura del cable (por ejemplo, debido a un poste de la red), las coordenadas de falla pueden calcularse según las coordenadas GPS de los dispositivos de medición de red y calculando la ruta del cable según una línea recta. Si el cable se dobla, las coordenadas de falla se pueden calcular utilizando los segmentos de cables reales y de acuerdo con la ruta de cable real.

El sistema de medición de red 36 puede por lo tanto operar una pluralidad de dispositivos de medición distribuidos sobre una red eléctrica donde cada uno de estos dispositivos de medición es capaz de medir al menos corriente o tensión, y registrar la medición de corriente y/o mediciones de tensión con su respectivo tiempo de ocurrencia. El programa de software de detección dinámica de fallas 51, por lo tanto, puede detectar una falla en la red eléctrica registrando primero una pluralidad de tales mediciones, incluyendo transitorios, según lo detectado por cualquiera de la pluralidad de dispositivos de medición. Las mediciones y/o los transitorios pueden incluir cambios en el valor de corriente y/o cambios en los valores de tensión. Normalmente, dicha medición se registra si dicho cambio es mayor que un valor predeterminado respectivo.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede entonces detectar un primer transitorio detectado por un primer dispositivo de medición y un segundo transitorio detectado por un segundo dispositivo de medición, donde el segundo transitorio ocurre dentro de un período predeterminado después del primer transitorio.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede entonces calcular una ubicación de fuente para un transitorio de acuerdo con el tiempo de medición del transitorio por los dos o más dispositivos de medición. El período predeterminado no puede ser mayor que el tiempo de viaje de dicho transitorio entre el primer dispositivo de medición y el segundo dispositivo de medición según, por ejemplo, la velocidad de la señal eléctrica en un cable de la red.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede calcular una ubicación de fuente calculando la diferencia de tiempo entre el momento de ocurrencia de los transitorios respectivos, calculando la distancia de viaje del transitorio durante la diferencia de tiempo según la velocidad de la señal eléctrica en un cable de la red, calcular la ubicación intermedia entre el primer dispositivo de medición y el segundo dispositivo de medición, y determinar la ubicación de la fuente la mitad de la distancia de viaje desde la ubicación intermedia más cercana al dispositivo de medición que tiene un tiempo anterior de aparición de los transitorios respectivos.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51 también puede detectar una pluralidad de dichos transitorios detectados por un primer dispositivo de medición y un tiempo correspondiente de medición de los transitorios, y reportar los transitorios si un segundo dispositivo de medición colocado aguas abajo de la ubicación de la fuente no detectó un transitorio dentro de un período predeterminado alrededor del tiempo de medición de los transitorios detectados por el primer dispositivo de medición. Alternativamente, el programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede informar los transitorios si el segundo dispositivo de medición colocado aguas abajo detectó transitorios opuestos repetidos dentro de un período predeterminado alrededor del tiempo de medición de los transitorios detectados por el primer dispositivo de medición.

También en este caso, el período predeterminado no puede ser mayor que el tiempo de viaje del transitorio entre el primer dispositivo de medición y el segundo dispositivo de medición según la velocidad de la señal eléctrica en un cable de la red.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51 también puede calcular la ubicación de origen de un transitorio detectado por el segundo dispositivo de medición calculando primero la diferencia de tiempo entre el momento de ocurrencia de los respectivos transitorios detectados por el primer y el segundo dispositivo de medición. Luego, calculando la distancia de viaje del transitorio durante la diferencia de tiempo según la velocidad de la señal eléctrica en un cable de la red. Luego, calculando la ubicación entre el primer dispositivo de medición y el segundo dispositivo de medición. Y luego determinando la ubicación de la fuente como la mitad de la distancia de viaje desde la ubicación central más cercana al dispositivo de medición que tiene un tiempo anterior de ocurrencia de los transitorios respectivos.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51 también puede medir y registrar la temperatura, con el tiempo respectivo de medición, y luego detectar un cambio repetido de valor de medición de un dispositivo de medición particular, donde el cambio repetido de valor de medición se correlaciona con una temperatura respectiva valor o cambio de temperatura de un cable de la red eléctrica.

El programa de software de detección dinámica de fallas 51 puede detectar además una falla en una red eléctrica detectando un transitorio por al menos un dispositivo de medición y luego solicitando, desde al menos un dispositivo de medición proximal para informar al menos una medición registrada dentro de un período predeterminado alrededor del tiempo de medición del transitorio. El período predeterminado no podrá ser mayor que el tiempo de viaje del transitorio entre los dos dispositivos de medición según la velocidad de la señal eléctrica en un cable de la red.

Se aprecia que ciertas características, que se describen, para mayor claridad, en el contexto de realizaciones separadas, también pueden proporcionarse en combinación en una sola realización. Por el contrario, varias características, que se describen, por brevedad, en el contexto de una sola realización, también se pueden proporcionar por separado o en cualquier subcombinación adecuada.

Aunque anteriormente se han proporcionado descripciones junto con realizaciones específicas de las mismas, es evidente que muchas alternativas, modificaciones y variaciones serán evidentes para los expertos en la técnica. En consecuencia, pretende abarcar todas las alternativas, modificaciones y variaciones que caen dentro del amplio alcance de las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para detectar una falla en una red eléctrica, comprendiendo el método los pasos de: distribuir en dicha red eléctrica una pluralidad de dispositivos de medición de red (10, 37) que comprenden las etapas de:

distribuir en dicha red eléctrica una pluralidad de dispositivos de medición de la red (10, 37) que comprended al menos uno de sensor de medición de corriente y sensor de medición de tensión, siendo dichos dispositivos de medición de red operativos para medir al menos uno de medición de corriente y medición de tensión para formar una pluralidad de mediciones con su respectivo tiempo de ocurrencia;

definir una pluralidad de tipos de fallas;

definir al menos una regla para detectar cada uno de dichos tipos de fallas, comprendiendo cada regla:

medir una diferencia entre las mediciones de corriente y/o entre las mediciones de tensión de al menos dos dispositivos de medición de red

dispositivos;

detectar un cambio dependiente del tiempo de dicha diferencia; y asociar una falla con dicho cambio dependiente del tiempo;

ejecutar una pluralidad de dichas mediciones; y

analizar dichas mediciones de acuerdo con dicha al menos una regla para detectar dicha falla asociada con dicha al menos una regla.

2. El método según la reivindicación 1, en donde dicha medición comprende al menos uno de: un valor absoluto, un cambio de valor y una tasa de cambio de valor, un cambio instantáneo de al menos uno de tensión, corriente y potencia, un transitorio, un pico y una sobrecarga, y en donde preferentemente dicho cambio dependiente del tiempo es al menos uno de monótono, cíclico y repetitivo.

3. El método según la reivindicación 1, que comprende adicionalmente al menos uno de:

determinar que dicha falla es una fuga de corriente en desarrollo si dicho cambio dependiente del tiempo es monótono;

determinar que dicha falla sea al menos uno de corrosión en desarrollo y aislamiento dañado si dicho cambio dependiente del tiempo es cíclico y está correlacionado con al menos uno de la hora del día y la temperatura; y

determinar que dicha falla es un objeto en contacto con un cable si dicho cambio dependiente del tiempo es repetitivo.

4. El método según la reivindicación 1, en donde al menos dos dispositivos de medición de red detectaron dicho cambio dependiente del tiempo, y en donde dichos al menos dos dispositivos de medición de red detectaron cada cambio dependiente del tiempo de diferente valor.

5. El método según la reivindicación 1 que comprende adicionalmente:

detectar un cambio repetido de valor entre mediciones sucesivas ejecutadas por un primer dispositivo de medición dentro de un período de tiempo; y

determinar una falla en donde dicho cambio de valor repetido es sustancialmente diferente del cambio de valor entre mediciones sucesivas dentro de dicho período de tiempo de al menos un segundo dispositivo de medición próximo a dicho primer dispositivo de medición.

6. El método según la reivindicación 1 que comprende adicionalmente:

comunicar al menos una de dichas mediciones, un resultado de dicho análisis de dichas mediciones según dicha regla, y dicha falla; y preferentemente que comprende, además:

solicitar un primer dispositivo de medición de red para ejecutar al menos uno de:

ejecutar al menos una medición adicional;

almacenar dicha al menos una medición adicional,

analizar dicha al menos una medición adicional para formar un resultado de análisis adicional; y comunicar al menos uno de: dicha al menos una medición adicional, y dicho resultado de análisis adicional,

en done dicha solicitud resulta del análisis de al menos una medición ejecutada por un segundo dispositivo de medición de red.

7. El método según la reivindicación 6, en donde dicha solicitud comprende el tiempo de medición y dicho tiempo de medición está asociado con el tiempo de al menos una medición ejecutada por dicho segundo dispositivo de medición de red; y preferentemente:

en donde dicha solicitud comprende una solicitud de una pluralidad de mediciones de alta resolución, en donde dicha resolución comprende preferentemente al menos uno de resolución temporal y tasa de repetición de dicha pluralidad de mediciones.

8. El método según la reivindicación 7, en donde dicha medición solicitada está asociada con un período de tiempo alrededor de dicho tiempo de al menos una medición ejecutada por dicho segundo dispositivo de medición de red.

9. El método según la reivindicación 8, en donde dicho período predeterminado no es mayor que el tiempo de viaje de dicho transitorio entre dicho dispositivo de medición que detecta dicho transitorio y dicho dispositivo de medición proximal, según la velocidad de la señal eléctrica en un cable de dicha red.

10. El método según la reivindicación 1 que comprende adicionalmente:

medir al menos uno de: temperatura del cable, velocidad del viento, humedad, movimiento del cable, altura del cable, depresión del cable y ángulo del cable;

en donde dicho análisis de dichas mediciones según dicha al menos una regla para detectar una falla comprende correlacionar al menos una de dichas mediciones de corriente y dicha medición de tensión con al menos una de dichas mediciones de temperatura del cable, velocidad del viento, humedad, movimiento del cable, altura del cable, depresión del cable, ángulo del cable y hora del día.

11. El método según la reivindicación 10, en donde dicha falla es al menos uno de:

un cable de dicha red que se contacta por un objeto;

corrosión en desarrollo en dicho cable;

corrosión en desarrollo en una abrazadera;

un aislante dañado de dicho cable;

desarrollar fugas de corriente asociadas con dicho cable;

una mala conexión;

un punto caliente; y

un cable deshilachado.

12. El método según la reivindicación 1 que comprende adicionalmente:

detectar una pluralidad de transitorios detectados por un primer dispositivo de medición y un tiempo correspondiente de medición de dichos transitorios; y

informar dichos transitorios sobre al menos uno de:

un segundo dispositivo de medición colocado aguas abajo de dicho primer dispositivo de medición no detectó un transitorio dentro de un período predeterminado alrededor de dicho tiempo de medición de dichos transitorios detectados por dicho primer dispositivo de medición; y un segundo dispositivo de medición colocado aguas abajo de dicho primer dispositivo de medición detectó transitorios opuestos repetidos dentro de un período predeterminado alrededor de dicho tiempo de medición de dichos transitorios detectados por dicho primer dispositivo de medición.

13. El método según la reivindicación 12, en donde dicho período predeterminado no es mayor que el tiempo de viaje de dicho transitorio entre dicho primer dispositivo de medición y dicho segundo dispositivo de medición según la velocidad de la señal eléctrica en un cable de dicha red.

14. Un producto de programa informático incorporado en un medio legible por ordenador no transitorio, que incluye instrucciones que, cuando son ejecutadas por al menos un procesador, hacen que el procesador realice operaciones que comprenden:

definir una pluralidad de tipos de fallas para una red eléctrica;

definir al menos una regla para detectar cada uno de dichos tipos de falla, asociando dicha regla a un tipo de falla con al menos un tipo de medición, donde cada regla comprende:

medir una diferencia entre las mediciones de corriente y/o entre las mediciones de tensión de al menos dos dispositivos de medición

de red (10, 37);

detectar un cambio dependiente del tiempo de dicha diferencia; y

asociar una falla con dicho cambio dependiente del tiempo;

ejecutar una pluralidad de mediciones, dichas mediciones ejecutadas por una pluralidad de dispositivos de medición de red distribuidos en dicha red eléctrica, comprendiendo dicho dispositivo de medición de red al menos un sensor de medición de corriente y un sensor de medición de tensión, siendo operativos dichos dispositivos de medición de red para medir al menos uno de medición de corriente y medición de tensión para formar una pluralidad de mediciones con su respectivo tiempo de ocurrencia; y analizar dichas mediciones según dicha al menos una regla para detectar una falla.

15. Un sistema (36) para detectar una falla en una red eléctrica, el sistema que comprende:

una pluralidad de dispositivos de medición de red (10, 37) distribuidos en dicha red eléctrica, en donde cada uno de dichos dispositivos de medición de red comprende al menos un sensor de medición de corriente y un sensor de medición de tensión, dicho dispositivo de medición de red está operativo para medir en al menos una de medición de corriente y medición de tensión para formar una pluralidad de mediciones con su respectivo tiempo de ocurrencia; y un controlador acoplado comunicativamente a dicha pluralidad de dispositivos de medición de red; en donde al menos uno de dicho controlador y dicha pluralidad de dispositivos de medición de red está configurado para:

obtener definiciones de una pluralidad de tipos de fallas;

obtener definiciones de al menos una regla para detectar cada uno de dichos tipos de fallas, dicha regla que comprende:

medir una diferencia entre las mediciones de corriente y/o entre las mediciones de tensión de al menos dos dispositivos de medición de red;

detectar un cambio dependiente del tiempo de dicha diferencia; y asociar una falla con dicho cambio dependiente del tiempo.

ejecutar una pluralidad de dichas mediciones; y

analizar dichas mediciones de acuerdo con dicha al menos una regla para detectar dicha falla asociada con dicha regla.