Sistema de supervisión para transformadores en instalaciones de medición de potencia y método de supervisión y diagnóstico de transformadores en instalaciones de medición de potencia.

Sistema de supervisión para transformadores (31, 33) usados en sistemas de medición de energía eléctricaindirectos en una instalación de medición de potencia eléctrica,

comprendiendo:

al menos una unidad de transformación de corriente (1) autosupervisada que comprende: un transformador decorriente (31), un medidor de corriente integrada en el tiempo (4) en una conexión en serie con un devanadosecundario (31_2) del transformador de corriente (31), y un Módulo de Comunicaciones Remotas (8) conectadoa la salida del medidor de corriente integrada en el tiempo (4);

una unidad de consumo o subestación (2) que recibe la corriente eléctrica desde el devanado primario (31_1)del transformador de corriente (31);

una unidad de medición externa (5) conectada a la instalación de medición de potencia eléctrica para lamedición de una magnitud eléctrica recibida en ella y que está en una conexión en serie con un circuitosecundario de la unidad de transformación de corriente (1) autosupervisada; y

una Unidad de Registro y Comunicación (7) que recibe y almacena datos medidos enviados tanto por elMódulo de Comunicación Remota (8) como por la unidad de medición externa (5);

en el que la unidad de consumo o subestación (2) está en una conexión en serie con un circuito primario de launidad de transformación de corriente (1) autosupervisada.

Sistema de supervisión para transformadores en instalaciones de medición de potencia y método de supervisión y diagnóstico de transformadores en instalaciones de medición de potencia La presente invención se refiere a un sistema de autosupervisión individualizado, constante para transformadores en una instalación de medición de potencia eléctrica de una red de potencia eléctrica de distribución y/o transmisión, a través de la que las lecturas continuas de la corriente y tensión eléctrica integradas en el tiempo sobre los transformadores de medida de potencia se realizan con el propósito de facturación o mediciones operativas de la potencia eléctrica. La presente invención se refiere adicionalmente a un método de supervisión y diagnóstico de estos transformadores, que sea capaz de realizar diagnósticos funcionales, tales como fallos e irregularidades de funcionamiento en la red en base a las lecturas de corriente y tensión eléctrica a partir de los transformadores de medida de potencia eléctricos.

Antecedentes de la invención La gestión de la distribución de potencia eléctrica por las compañías eléctricas en muchos países está afectada por un aspecto que involucra los valores de las pérdidas totales de la potencia eléctrica, comprendido por partes conocidas como “pérdidas comerciales” y “pérdidas técnicas”, que presentan valores bien por encima de los valores promedio internacionales y aceptables para la clase de servicio que se esté pagando apropiadamente, produciendo pérdidas económicas a la sociedad en su conjunto.

Las “pérdidas técnicas” se originan por el paso de la corriente eléctrica a través de equipos y redes de distribución, tal como las pérdidas por efecto Joule en los conductores, pérdidas en vatios en el transformador y núcleos de los reactores, en los bancos de condensadores, etc., que son inherentes a cualquier sistema de transmisión y distribución de la energía eléctrica.

Las “pérdidas comerciales (no técnicas) ” se crean por fraude en los sistemas de medición, medición antes de la derivación de la potencia, conexiones ilegales, errores de facturación en el procesamiento, equipo de medición defectuoso y problemas de registro, entre otros.

Para combatir y reducir estas pérdidas, las compañías han hecho uso de varias tecnologías y procesos de trabajo, involucrando frecuentemente una alta inversión y costes operativos sin una compensación adecuada. Debido a su mayor complejidad, estas soluciones también tienen costes de instalación y mantenimiento mucho mayores que los incurridos por las conexiones convencionales. Adicionalmente, desde un punto de vista normativo, estas pérdidas no se han incorporado totalmente en las revisiones y reajustes de tarifas, muchas compañías tienen dificultad en hacer inversiones mayores para reforzar la batalla contra las pérdidas de potencia, describiendo un círculo vicioso frecuentemente difícil de romper para conseguir un programa de gestión mejor y reducir las pérdidas.

Una dificultad principal afrontada en la supervisión de la identificación de posibles acciones diseñadas para provocar una infrafacturación del consumo real de los consumidores de potencia eléctrica es el amplio intervalo de variación de la carga eléctrica, caracterizado porque la corriente eléctrica varía prácticamente de cero al límite de la capacidad de corriente del circuito al que está conectada. Por ejemplo, cualquier reducción en el valor de corriente puede haberse producido por una acción que busque producir una infrafacturación del consumo, debido al fallo o defecto en el sistema de medición, o dichas cargas pueden haber sido verdaderamente desconectadas. Este tipo de acción, que actúa sobre la cantidad de corriente eléctrica en las instalaciones de potencia eléctrica donde se miden las unidades de consumo, es una causa frecuente de pérdidas comerciales de las compañías eléctricas, o bien por desviaciones en la derivación de la conexión (antes de la medición por la compañía) o en las instalaciones de los sistemas de medición de facturación.

Las unidades de consumo o subestaciones que tienen una alta potencia eléctrica instalada hacen uso de transformadores para los instrumentos de facturación o de medición operativa, tanto para un uso conjunto con transformadores de potencial y transformadores de corriente, como para el uso sólo con transformadores de corriente. Estas son conocidas tradicionalmente como instalaciones de medición indirecta.

Actualmente, los transformadores de medida instalados para medición operativa o de facturación de unidades de consumo o subestaciones que tengan medición indirecta no tienen ninguna información de supervisión interna que le permita la verificación efectiva y continua de si la señal de corriente que alimenta los medidores de potencia eléctrica externos u otros instrumentos dispuestos para medir el consumo en la subestación o unidad de consumo está siendo adecuadamente transferida.

Desde los devanados secundarios de los transformadores de corriente al interior de los contadores de potencia eléctrica, pueden producirse varias irregularidades por medio de fraudes, de modo que los valores de energía eléctrica registrados en estos contadores sean más bajos que los genuinamente consumidos por una unidad de consumo. Estos fraudes, aplicados a la señal de corriente, podrían cortocircuitar los conductores secundarios que conectan los devanados secundarios de dichos transformadores de corriente a los contadores eléctricos, insertar derivaciones en el circuito de corriente que procede de los interruptores de prueba, cortocircuitar los devanados o los circuitos de corriente en el interior de los contadores eléctricos, etc. Más aún, es importante puntualizar que estas acciones pueden ser intermitentes o temporales y, en algunas situaciones, incluso ninguna inspección es capaz de determinar que se están usando fraudes, dado que se retiran previamente a la inspección. Estos frecuentemente se ponen de nuevo en su sitio cuando los equipos de la compañía salen de la unidad de consumo después de la inspección. Estas acciones se diseñan para cubrir una irregularidad que enmascare una reducción en el consumo.

La reducción en el valor de la corriente eléctrica medida que circula en el transformador de corriente puede ser producida por una simple desconexión de carga, por un error de conexión (intencionado o no) en los transformadores de corriente o en los respectivos conductores secundarios, o por la utilización de fraudes o irregularidades, de modo que produzcan una infrafacturación en el consumo de la potencia eléctrica real registrada por el medidor que mide el consumo en la subestación o unidad de consumo, haciendo a veces difícil probar, incluso mediante acciones legales, que se han realizado actos improcedentes, sobre todo en el caso de irregularidades temporales.

Los medidores electrónicos más modernos de la potencia eléctrica ya conocidos en el estado de la técnica tienen almacenamiento masivo y son capaces de presentar una curva de carga y detectar lagunas de corriente, como se describe, por ejemplo, en la Patente Norteamericana US 5.924.051, propiedad de General Electric Company, relativa a la capacidad de un medidor de registrar curvas de carga. Sin embargo, la simple confirmación de una laguna de corriente no es suficiente para probar el fraude, dado que podría ser producido por una reducción de carga.

Se han diseñado algunas técnicas para implementar una inspección por medio de medidores de corriente instantáneos, tal como, por ejemplo, la descrita en la solicitud de modelo de utilidad número MU 8303368-8 U que describe un sistema para la comparación de las corrientes instantáneas y una comunicación en tiempo real para evaluar las desviaciones e irregularidades en la instalación de distribución. Dicha aplicación se basa en la detección de desviaciones de las corrientes instantáneas y no usa la corriente acumulada para esta función, provocando la necesidad de una memoria de almacenamiento digital para almacenamiento de información de las corrientes instantáneas o el uso de un sistema de comunicaciones entre las estaciones para realizar una comparación en tiempo real.

Hay también técnicas que usan el ya ampliamente conocido principio de medición de la diferencia en la corriente entre los devanados secundarios de dos transformadores de corriente, como se describe en la Solicitud de Patente P10505840-6 A, para indicar desviaciones de corriente. En cualquier caso, esa técnica, junto a no ser aplicada a casos de medición indirecta de facturación, no cuantifica los consumos de la cantidad de amperios hora (Ah) , lo que es equivalente a una corriente eléctrica... [Seguir leyendo]

1. Sistema de supervisión para transformadores (31, 33) usados en sistemas de medición de energía eléctrica indirectos en una instalación de medición de potencia eléctrica, comprendiendo:

al menos una unidad de transformación de corriente (1) autosupervisada que comprende: un transformador de corriente (31) , un medidor de corriente integrada en el tiempo (4) en una conexión en serie con un devanado secundario (31_2) del transformador de corriente (31) , y un Módulo de Comunicaciones Remotas (8) conectado a la salida del medidor de corriente integrada en el tiempo (4) ; una unidad de consumo o subestación (2) que recibe la corriente eléctrica desde el devanado primario (31_1) del transformador de corriente (31) ; una unidad de medición externa (5) conectada a la instalación de medición de potencia eléctrica para la medición de una magnitud eléctrica recibida en ella y que está en una conexión en serie con un circuito secundario de la unidad de transformación de corriente (1) autosupervisada; y una Unidad de Registro y Comunicación (7) que recibe y almacena datos medidos enviados tanto por el Módulo de Comunicación Remota (8) como por la unidad de medición externa (5) ; en el que la unidad de consumo o subestación (2) está en una conexión en serie con un circuito primario de la unidad de transformación de corriente (1) autosupervisada.

2. Sistema de acuerdo con la reivindicación 1, en el que comprende adicionalmente un medidor de corriente integrada en el tiempo (3) en una conexión en serie con el devanado primario (31_1) del transformador de corriente (31) .

3. Sistema de acuerdo con las reivindicaciones 1 ó 2, en el que la unidad de transformación de corriente (1) autosupervisada tiene un dispositivo de salida (17) para calibración de los datos de la magnitud eléctrica medidos mediante el medidor de corriente integrada en el tiempo (3, 4) .

4. Sistema de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, que comprende además:

una unidad de transformación de potencial (14) autosupervisada que comprende: un transformador de potencial (33) conectado a una instalación de medición de potencia eléctrica y un medidor de tensión eléctrica integrada en el tiempo (13) en una conexión en paralelo con un devanado secundario (33_2) del transformador de potencial; en el que el Módulo de Comunicación Remota (8) se conecta al medidor de tensión eléctrica integrada en el tiempo (13) , y la unidad de medición externa (5) está en una conexión en paralelo con el devanado secundario de la unidad de transformación de potencial (14) autosupervisada.

5. Sistema de acuerdo con la reivindicación 4, en el que el medidor de tensión potencial integrada en el tiempo (13) tiene un dispositivo de salida (18) para calibración por él de los datos de la magnitud eléctrica medida.

6. Sistema de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en el que el Módulo de Comunicación Remota

(8) transmite los datos medidos a una estación de telemedición (27) y a un Dispositivo de Lectura/Recogida de Información (9) .

7. Sistema de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en el que la Unidad de Registro y Comunicación (7) transmite los datos recibidos y almacenados a uno de entre la estación de telemedición (27) , un Dispositivo de Lectura/Recogida de Información (9) y la unidad de medición externa (5) .

8. Sistema de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, en el que la Unidad de Registro y Comunicación (7) tiene un almacenamiento en masa en el que se almacenan los datos medidos de la magnitud eléctrica.

9. Sistema de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, en el que la Unidad de Registro y Comunicación (7) tiene un visualizador (28) que presenta los datos medidos desde uno de entre los medidores de corriente integrada en el tiempo (3, 4) y el medidor de tensión integrada en el tiempo (13) .

10. Sistema de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, que comprende además un Dispositivo de Lectura/Recogida de Información (9) portátil, que recibe y almacena datos medidos desde al menos una de entre el Módulo de Comunicaciones Remotas (8) , la Unidad de Registro y Comunicación (7) y la unidad de medición externa (5) .

11. Sistema de acuerdo con la reivindicación 10, en el que el Dispositivo de Lectura/Recogida de Información (9) transmite los datos recibidos y almacenados a al menos uno de entre la estación de telemedición (27) , la unidad de medición externa (5) y la Unidad de Registro y Comunicación (7) .

12. Sistema de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11, que comprende además al menos un visualizador (6, 15) que presenta los datos medidos y la relación de transformación actual durante un cierto intervalo

de tiempo.

13. Sistema de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12, en el que los medidores de corriente integrada en el tiempo (3, 4) tienen un almacenamiento en masa para almacenar los datos medidos por ellos durante un cierto intervalo de tiempo.

14. Sistema de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 4 a 13, en el que el medidor de tensión integrada en el tiempo (13) tiene un almacenamiento en masa para almacenar los datos medidos por él durante un cierto intervalo de tiempo.

15. Sistema de acuerdo con la reivindicación 10, en el que al menos uno de entre el Dispositivo de Lectura/Recogida de Información LCI (9) , la Unidad de Registro y Comunicación RCU (7) y la unidad de medición externa (5) realizan una función de comparación y una función de diagnóstico para procesamiento de los datos desde el medidor (3, 4, 13) y la unidad de medición externa (5) comparando los datos recibidos entre sí y entregando diagnósticos en base a los resultados de las comparaciones.

16. Método de supervisión y diagnóstico de transformadores en una instalación de medición indirecta de potencia eléctrica que comprende:

una unidad de transformación de corriente (1) autosupervisada que comprende: un transformador de corriente (31) , un medidor de corriente integrada en el tiempo (4) en una conexión en serie con un devanado secundario (31_2) del transformador de corriente (31) , y un Módulo de Comunicación Remota (8) conectado a la salida del medidor de corriente integrada en el tiempo (4) ; una unidad de consumo o subestación (2) que recibe la corriente eléctrica desde el devanado primario (31_1) del transformador de corriente (31) ; y una unidad de medición externa (5) conectada a la instalación de medición de potencia eléctrica para la medición de una magnitud eléctrica recibida en ella y que está en una conexión en serie con un circuito secundario de la unidad de transformación de corriente (1) autosupervisada,

caracterizado porque el método comprende las etapas de:

medición de los valores de la corriente integrada en el tiempo que circula a través de la unidad de consumo o subestación (2) por medio de la unidad de medición externa; medición de la corriente integrada en el tiempo que circula a través de los devanados secundarios (31_2) del transformador de corriente (31) por medio del medidor de corriente integrada en el tiempo (4) ; realización de comparaciones entre los valores medidos por el medidor de corriente integrada en el tiempo (4) y la unidad de medición externa (5) ; y generación de resultados diagnósticos a partir de los datos comparados.

17. Método de acuerdo con la reivindicación 16, que comprende adicionalmente las etapas de medición de la corriente integrada en el tiempo que circula a través del devanado primario (31_1) del transformador de corriente (31) por medio de un medidor de corriente integrada en el tiempo (3) en conexión en serie con el devanado primario (31_1) del transformador de corriente (31) ; comparación de los valores medidos por el medidor de corriente integrada en el tiempo (4) que está en una conexión en serie con el devanado secundario del transformador de corriente y los valores respectivos medidos por el medidor de corriente integrada en el tiempo (3) que está en una conexión en serie con el devanado primario del transformador de corriente y generación de los resultados de diagnóstico a partir de los datos comparados.

18. Método de acuerdo con la reivindicación 16, en el que la instalación de medición indirecta de potencia eléctrica comprende además una unidad de transformación de potencial (14) autosupervisada que comprende un transformador de potencial (33) conectado a la instalación de medición de potencia eléctrica y un medidor de tensión eléctrica integrada en el tiempo (13) en una conexión en paralelo con el devanado secundario (33_2) del transformador de potencial, comprendiendo adicionalmente el método las etapas de:

medición de los valores del potencial integrado en el tiempo del devanado secundario (33_2) del transformador de potencial (33) por medio del medidor de tensión integrada en el tiempo (13) ; medición del potencial integrado en el tiempo en la unidad de consumo o subestación (2) por medio de la unidad de medición externa (5) ; comparación de los valores medidos por el medidor de tensión integrada en el tiempo (13) y la unidad de medición externa (5) ; y generación de los resultados de diagnóstico a partir de los datos comparados.

19. Método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 18, en el que las etapas de realización de comparaciones entre los datos medidos y generación de resultados de diagnóstico a partir de los datos comparados se realizan automáticamente mediante una Unidad de Registro y Comunicación (7) .

REFERENCIAS CITADAS EN LA DESCRIPCIÓN

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