PROCEDIMIENTO Y APARATO PARA DETECTAR LA FASE DE CABLEADO DE UNA TENSION DE FASE DESCONOCIDA ARBITRARIA CON RESPECTO A UNA TENSION DE FASE DE REFERENCIA.

Un procedimiento para detectar la fase (R; S; T) de cableado en una ubicación remota con respecto a una fase (R) de cableado de referencia en una ubicación de referencia en un sistema de distribución de energía eléctrica con una línea de energía con un cableado (R,

S, T, N) unifásico o polifásico, comprendiendo el procedimiento las etapas de:

- conectar al menos una ubicación retransmisora con una fase de cableado de dicha línea de energía polifásica en una ubicación entre dicha ubicación de referencia y dicha ubicación remota,

- detectar una primera relación de fase entre la tensión de fase de cableado de referencia en la ubicación (1) de referencia y la tensión de fase de cableado en una dicha ubicación retransmisora (2);

- transmitir desde dicha ubicación retransmisora dicha primera relación de fase detectada hacia dicha ubicación remota;

- detectar una segunda relación de fase entre una tensión de fase de cableado en una dicha ubicación retransmisora y una tensión de fase de cableado en dicha ubicación remota; y

- determinar la fase de cableado de dicha ubicación remota con respecto a la fase de cableado en dicha ubicación de referencia, sobre la base de dicha primera relación de fase y dicha segunda relación de fase

Procedimiento y aparato para detectar la fase de cableado de una tensión de fase desconocida arbitraria con respecto a una tensión de fase de referencia.

La presente invención se refiere a un procedimiento y un aparato para detectar la fase de cableado de una tensión de fase desconocida con respecto a un voltaje de fase de referencia en un sistema de distribución de energía eléctrica con una línea eléctrica polifásica.

Los sistemas modernos de distribución de energía utilizan líneas de energía polifásica para distribuir la electricidad. Una línea de energía polifásica comprende una pluralidad de, habitualmente tres, conductores, portando cada conductor un voltaje de fase especificado. Como es bien conocido, una línea eléctrica polifásica puede o no tener un conductor neutral que, si está presente, constituye un conductor adicional de la línea de energía polifásica. Adicionalmente, además de estos conductores de una típica línea eléctrica polifásica, puede o no haber un conductor adicional que lleva el potencial de descarga a tierra.

Si bien una línea eléctrica polifásica ofrece muchas ventajas para ciertos tipos de cargas, p. ej., máquinas eléctricas que emplean campos magnéticos rotatorios, hay muchos consumidores de electricidad que no están conectados con todas las fases disponibles en una línea de energía polifásica dada. Para muchos tipos de cargas es suficiente que la carga esté conectada entre dos de las fases o, lo que es más habitual, entre una de las fases disponibles y el conductor neutral. Este esquema de cableado está ampliamente difundido, en particular en las redes de bajo voltaje utilizadas para suministrar electricidad a los aparatos de consumo en el ámbito doméstico. En Europa, la red de distribución de energía de bajo voltaje tiene tres fases de cableado, cada una en un voltaje de entre 220 Voltios a 240 Voltios a neutral, estando separadas las tres fases en un ángulo de 120º. En particular, en el ámbito doméstico, la mayoría de las cargas eléctricas se conectan entre una de las tres fases de cableado, R, S, T, y el conductor neutral N, siendo la fase específica, R o S o T, con la cual la carga está efectivamente conectada, insignificante para la mayoría de los tipos de aplicaciones y cargas unifásicas y, por lo tanto, típicamente desconocida.

En algunos casos, sin embargo, es deseable detectar la fase con la cual está conectada una carga dada. Por ejemplo, en un sistema de comunicación por línea de energía que emplea la red existente de distribución por línea de energía con fines de telecomunicación, puede ser sumamente deseable que el transmisor conozca el voltaje de fase con el cual está conectado el receptor, porque puede esperarse que la comunicación entre el transmisor y el receptor, mediante una línea de energía, sea mejor si el transmisor y el receptor están conectados con el mismo voltaje de fase, que si el transmisor y el receptor se comunican entre sí por distintas fases, a través de diafonía capacitiva o inductiva entre las fases.

En un sistema de medición de electricidad para medir la energía eléctrica consumida por una pluralidad de consumidores, hay buenas razones para detectar la fase de cableado de un contador de electricidad situado dentro, o fuera, del ámbito del consumidor. Por ejemplo, la detección de la fase de cableado permite juzgar si un consumidor ha recableado ilegalmente el contador de electricidad a fin de impedir que el contador mida correctamente la energía consumida. Si los contadores se comunican con otros nodos en un sistema de medición remota a través de la comunicación por línea de energía, el conocimiento de la fase con la cual se conectan los respectivos contadores remotos en el ámbito del consumidor es información valiosa para optimizar el rendimiento de la comunicación del sistema de medición remota en su totalidad.

A partir del documento US 4.626.622, se conoce cómo identificar una fase desconocida dentro de una red polifásica, por comparación de la fase desconocida con una fase de referencia conocida de la red polifásica. El sistema comprende un primer dispositivo conectado con la fase de referencia y un segundo dispositivo conectado con la fase desconocida en otra ubicación. Cada uno de los dispositivos primero y segundo comprende un módem para establecer una conexión telefónica entre los dos dispositivos. El primer dispositivo incluye circuitos para producir una señal digital representativa del voltaje alternado de la fase de referencia. Esta señal representativa se transmite, a través de los dos módems y la conexión telefónica, desde el primer dispositivo al segundo. El segundo dispositivo incluye un circuito de detección de fase para identificar la fase desconocida, detectando el ángulo de fase entre el voltaje alternado de la fase de referencia y el voltaje alternado de la fase desconocida.

Si bien el procedimiento y el sistema conocidos a partir de este documento son adecuados para llevar a cabo la identificación de la fase desconocida cuando la ubicación de referencia de la fase de cableado conocida en un punto de la red polifásica, p. ej., las salidas de un transformador de subestación, está lejos de la ubicación donde la fase es desconocida, este procedimiento y sistema tienen el inconveniente de que se requiere una conexión telefónica por separado entre los dispositivos primero y segundo. En muchos casos, no se dispone de una conexión telefónica por separado.

El documento IEC 61334-5-2 define un procedimiento para identificar una fase desconocida dentro de una red polifásica, por medio de la inyección de un breve paquete de datos o señal de sello temporal en la red polifásica cuando tiene lugar un primer punto de referencia, p. ej., un cruce nulo, en el voltaje de fase de referencia. La red polifásica en sí sirve para comunicar el paquete breve de datos o la señal de sello temporal a la ubicación donde la fase desconocida ha de identificarse. En la ubicación de la fase desconocida, el paquete breve de datos, o la señal de sello temporal, se extrae de la línea de energía polifásica y se mide un intervalo temporal entre la aparición del paquete breve de datos, o la señal de sello temporal, y un punto de referencia, p. ej., un cruce nulo, en el voltaje de fase desconocido. Ese intervalo temporal indica entonces el ángulo de fase entre la fase de referencia y la fase desconocida. El ángulo de fase así determinado permite identificar el cableado de la fase desconocida.

Si bien el procedimiento de identificación de fase definido en este estándar no requiere una línea telefónica por separado entre la ubicación de la fase conocida y la ubicación de la fase desconocida, este procedimiento padece el inconveniente de que la comunicación por línea de energía, generalmente, tiene sólo una gama limitada. Las características eléctricas de las líneas de energía no son idealmente adecuadas para transmitir señales de comunicación. Además, muchas cargas eléctricas conectadas con líneas de energía tienden a generar un significativo umbral de ruido, de forma tal que, ya a distancias moderadas desde la ubicación del transmisor, la razón entre señal y ruido, para detectar el paquete breve de datos, o la señal de sello temporal, deviene inaceptablemente baja. Esto limita el uso del procedimiento de detección de fase según el estándar IEC.

Un procedimiento para detectar la fase de cableado en una ubicación remota, con respecto a una fase de cableado de referencia en una ubicación de referencia, según el preámbulo de la reivindicación 1, se conoce a partir del documento US 5.617.329. Según este documento, la estación central combina la fase de la estación retransmisora y la fase del contador con respecto a la estación retransmisora, a fin de determinar la fase absoluta del contador.

En consecuencia, es un objeto de la presente invención proporcionar un procedimiento y aparato para detectar la fase de cableado de un voltaje de fase desconocida con respecto a un voltaje de fase de referencia en un sistema de distribución de energía eléctrica polifásica, donde tales procedimiento y dispositivo permiten detectar la fase de cableado, incluso si la ubicación de la fase de cableado desconocida está a una distancia mayor de la fase de referencia conocida y no se dispone de un canal de comunicación directa que conecte la ubicación de la fase conocida y la ubicación de la fase de cableado desconocida.

Este objeto se resuelve de acuerdo a la presente invención, según lo definido en las reivindicaciones independientes de la patente. Se dan realizaciones ventajosas de la presente invención en las reivindicaciones...

1. Un procedimiento para detectar la fase (R; S; T) de cableado en una ubicación remota con respecto a una fase (R) de cableado de referencia en una ubicación de referencia en un sistema de distribución de energía eléctrica con una línea de energía con un cableado (R, S, T, N) unifásico o polifásico, comprendiendo el procedimiento las etapas de:

2. El procedimiento según la reivindicación 1, en el cual dicha etapa de detectar una primera relación de fase comprende

3. El procedimiento según la reivindicación 1 o 2, en el cual dicha etapa de detectar una segunda relación de fase comprende

4. El procedimiento según cualquier reivindicación precedente, que comprende la generación por dicha ubicación remota de un mensaje (S4) de retorno para comunicar su fase de cableado a la ubicación (1) de referencia.

5. El procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 2 a 4, en el cual dichos puntos de referencia son cruces nulos de los respectivos voltajes (R; S; T) de fase.

6. El procedimiento según la reivindicación 5, en el cual dichos puntos de referencia son cruces nulos de dichos respectivas tensiones (R; S; T) de fase con una pendiente (R+; S+; T+) de signo especificado.

7. El procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 2 a 6, en el cual dicha señal (TS) de sello temporal es corta en comparación con el periodo de tensión de fase dividido entre el número de posibilidades de fase de cableado a distinguir.

8. El procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones precedentes 2 a 7, en el cual dicha señal de sello temporal es un patrón (A, B) repetitivo de señal que comprende una discontinuidad (TS) de fase y/o una discontinuidad de amplitud y/o una discontinuidad de frecuencia.

9. El procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 2 a 8, en el cual dichas señales (TS) de sello temporal se transmiten mediante dicha línea (R, S, T, N) de energía, por inyección en uno o más conductores de dicha línea (L) de energía, mediante acoplamiento capacitivo (CCR, CCS, CCT) o inductivo.

10. El procedimiento según la reivindicación 9, en el cual dichas señales (TS) de sello temporal se inyectan en aquel voltaje (R; S, T) de fase de la línea (L) de energía para el cual la señal (TS) de sello temporal inyectada indica la ocurrencia de un punto (R+; S+; T+) de referencia.

11. El procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, en el cual dicha información de relación de fase se transmite a través de canales de comunicación por radio o cable óptico entre dichas ubicaciones.

12. El procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el cual dicha etapa de transmitir dicha primera relación de fase hacia dicha ubicación remota comprende:

13. El procedimiento según la reivindicación 12, que comprende las etapas de

14. El procedimiento según la reivindicación 13, que comprende la operación de

15. El procedimiento según la reivindicación 13 o 14, en el cual cada información de relación de fase comprende un respectivo valor de ángulo de fase, y dicha información de relación de fase y dicha información adicional de relación de fase se combinan por medio de la suma en módulo de los respectivos valores de ángulos de fase.

16. El procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 12 a 15, en el cual un mensaje (S2 a S4) mencionado comprende un campo (A, B) de sello temporal que contiene una señal (TS) de sello temporal y un campo (F) de información que contiene dicha información (M1, M2, M3) de relación de fase.

17. El procedimiento según la reivindicación 16, en el cual dicho campo (A) de sello temporal actúa como una cabecera (H) para el campo (F) de información, a fin de establecer la sincronización de bits.

18. El procedimiento según la reivindicación 16, en el cual dicho campo (F) de información lleva una señal (DTMF) de función múltiple de tono dual, que contiene dicha información (M1, M2, M3) de relación de fase.

19. El procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 12 a 18, en el cual cada mensaje (S1 a S4) comprende información que identifica a su remitente (1; 2; 3; 4).

20. El procedimiento según la reivindicación 19, en el cual cada señal (TS) de sello temporal y/o cada mensaje (S1 a S4) comprende una lista de nodos (N1, ..., Ni) que han retransmitido previamente la señal de sello temporal.

21. Un aparato relé (1, 2, 3) para detectar la fase (R; S; T) de cableado en una ubicación remota con respecto a una tensión (R) de fase de cableado de referencia de una ubicación (1) de referencia en un sistema de distribución de energía eléctrica con una línea (L) de energía con un cableado unifásico o polifásico, que comprende:

caracterizado por

22. El aparato según la reivindicación 21, en el cual dicho circuito (TM) para detectar una primera relación de fase entre la fase de cableado en la ubicación (1) de referencia y la fase de cableado en una ubicación retransmisora (2) comprende

23. El aparato según la reivindicación 22, en el cual dicho circuito para transmitir dicha primera relación de fase detectada hacia dicha ubicación remota comprende

24. El aparato según la reivindicación 23, en el cual dicho circuito adaptado para comunicarse con dicha ubicación remota al detectar una segunda relación de fase comprende

25. El aparato (2, 3) según una cualquiera de las reivindicaciones 22 a 24, que comprende

26. El aparato según la reivindicación 25, en el cual dicho circuito (MC) para generar un mensaje (S3) de retransmisión está adaptado para combinar dicha información (M1) de relación de fase recibida y dicha información (T2) de relación de fase que indica una relación de fase entre dicha señal (TS) de sello temporal y dicha tensión (T) de fase arbitraria, y para generar dicho mensaje (S3) de retransmisión de forma tal que comprenda dicha información combinada de relación de fase.

27. Un aparato (4) para detectar en una ubicación remota el cableado de fase de una tensión (R; S; T) de fase desconocida arbitraria con respecto a una tensión (R) de fase de referencia en un sistema de distribución de energía eléctrica con una línea (L) de energía unifásica o polifásica, en donde el aparato está situado en la ubicación remota y comprende:

caracterizado por

28. Un contador remoto para medir remotamente el consumo de suministros como la electricidad, el agua o el gas en un sistema de distribución de suministros, que comprende un aparato según cualquiera de las reivindicaciones 21 a 27.