INPI-France/Brevets-Francais-2024-Chunked huggingface dataset:
On a représenté sur la un véhicule automobile 30 qui embarque un dispositif de stockage d’énergie électrique 20, notamment une batterie 20 pour l'alimentation en énergie électrique d'un moteur électrique de traction non représenté ainsi que le réseau de bord du véhicule automobile 30. La batterie 20 du véhicule automobile 30 a par exemple une tension nominale de 48V ou de 300V et peut être chargée ou rechargée sans contact à l'aide d'un dispositif de transmission de puissance sans contact par couplage inductif à résonance 100. Dans l'exemple de la , le dispositif de transmission de puissance sans contact par couplage inductif à résonance 100 comporte une source d’énergie 10 à courant alternatif alimentant un redresseur 12, le redresseur 12 étant relié électriquement à un onduleur 13 qui alimente ainsi un circuit résonnant émetteur 1 en courant alternatif selon une fréquence supérieure à celle de la source 10. En variante, la source d'énergie 10 pourrait être à une fréquence utilisable directement sans nécessiter d’avoir recours à un redresseur 12 et un onduleur 13.
Dans l’exemple de la , c’est l’enroulement E0 qui est alimenté via la connexion filaire à la source d’énergie 10. Cet enroulement E0 alimente alors le circuit résonnant émetteur 1 par couplage inductif. En variante non représentée, la source d’énergie 10 à courant alternatif pourrait alimenter directement le circuit résonnant émetteur 1 en courant alternatif.
Dans l'exemple de la , le circuit résonnant émetteur 1, ou encore appelé circuit primaire, comportant une première capacitance C1 et un premier enroulement E1. Le dispositif de transmission de puissance sans contact par couplage inductif à résonance 100 comporte en outre un circuit résonnant récepteur 2, ou encore appelé circuit secondaire, comportant une deuxième capacitance C2 et un deuxième enroulement E2.
Lorsque le circuit résonnant émetteur 1 est couplé magnétiquement au circuit résonnant récepteur 2, il y a transmission de puissance sans contact par couplage inductif à résonance au circuit résonnant récepteur 2.
Ce couplage magnétique a lieu lorsque les premier E1 et deuxième E2 enroulements sont à proximité l'un de l'autre.
Dans l’exemple considéré, ce couplage a lieu lorsque les premier E1 et deuxième E2 enroulements sont sensiblement à une distance comprise entre 10 cm et 1 m.
Dans un autre exemple, le couplage a lieu, même si les performances sont dégradées, lorsque la distance est comprise entre 1 m et 10 m.
Comme visible à la , la source d’énergie 10 est reliée à une résistance R0 en série avec une bobine d’émission L0. L’enroulement E0 représenté à la comporte en effet la résistance parasite R0 en série avec une bobine d’émission L0.
Sur la , le redresseur 12 et l’onduleur 13 n’ont pas été représentés pour plus de simplicité.
Comme visible à la , le circuit résonnant émetteur 1 est formé d’un circuit RLC. En effet, le circuit résonnant émetteur 1 comporte une première inductance L1 en série avec une première résistance R1 et une première capacitance C1. Le premier enroulement E1 représenté à la comporte en effet la résistance parasite R1 en série avec la première inductance L1.
La bobine d’émission L0 est couplée magnétiquement à la première inductance L1.
Le circuit résonnant récepteur 2 est constitué d’un circuit RLC. En effet, le circuit résonnant récepteur 2 comporte une deuxième inductance L2 en série avec une deuxième résistance R2 et une deuxième capacitance C2.
Le deuxième enroulement E2 représenté à la comporte en effet la résistance parasite R2 en série avec la deuxième inductance L2.
Le circuit résonnant émetteur 1 et le circuit résonnant récepteur 2 sont accordés. Le circuit résonnant récepteur 2 et le circuit résonnant émetteur 1 ont ainsi sensiblement la même fréquence propre.
Les capteurs 4 et 6 peuvent être répartis dans l’installation à des emplacements différents. Par exemple, dans de nombreux modes de réalisation, les capteurs de courant sont associés à des branches de l’installation formées par des conducteurs électriques, et le capteur de tension est placé en amont des capteurs de courant. En pratique, de préférence, les branches de l’installation sur lesquelles sont installées les capteurs de courant partagent la même source de tension.
Selon un exemple illustratif et non limitatif, l’installation électrique comporte une ligne électrique primaire et plusieurs lignes électriques secondaires qui sont dérivées de la première ligne électrique. La ligne primaire est par exemple raccordée à une source électrique, telle qu’un générateur ou un transformateur de distribution, ou à un autre réseau électrique. Chaque ligne secondaire raccorde la ligne primaire à une entité cliente, comportant par exemple une charge électrique. Les modules 4, 6 sont alors associés à des conducteurs électriques de l’installation électrique, par exemple montés sur ou autour des conducteurs électriques formant les lignes principale et secondaires, pour mesurer une ou plusieurs grandeurs électriques relatives à ces lignes électriques. Notamment, dans le cas d’une installation polyphasée, notamment triphasée, alors chaque ligne électrique primaire ou secondaire peut comporter plusieurs conducteurs de phase, chacun associé à une phase électrique ou éventuellement à une ligne de neutre. De préférence, chaque module de mesure 4, 6 est alors configuré pour mesurer individuellement les valeurs de courant et de tension associées à chacune des phases sur cette ligne électrique.
D’autres configurations sont toutefois possibles.
Dans de nombreux modes de réalisation, dans chaque module de mesure 4 et 6, le circuit de traitement de données est implémenté par un ou plusieurs circuits électroniques.
Le processeur de chaque module de mesure 4 et 6 est un microprocesseur ou un microcontrôleur programmable. Le processeur est couplé à une mémoire informatique, ou à tout support d’enregistrement de données lisible par ordinateur, qui comporte des instructions exécutables et/ou un code logiciel prévu pour mettre en œuvre, entre autres, un procédé pour déterminer une ou plusieurs grandeurs électriques lorsque ces instructions sont exécutées par le processeur.
L'emploi du terme « processeur » dans cette description ne fait pas obstacle à ce qu’en variante, au moins une partie des fonctions de chaque module de mesure 4, 6 soit réalisée par d’autres composants électroniques, tels qu’un processeur de traitement du signal (DSP), ou un composant logique reprogrammable (FPGA), ou un circuit intégré spécialisé (ASIC), ou tout élément équivalent, ou toute combinaison de ces éléments.
Le circuit électronique de traitement de chaque module de mesure 4, 6 peut également comporter des composants permettant de mettre en forme et/ou de filtrer les signaux mesurés par l’élément de mesure avant leur traitement par le processeur, comme un convertisseur analogique-numérique (ADC).
L’horloge de chaque module de mesure 4, 6 comporte un oscillateur électronique, par exemple un oscillateur à cristal, tel qu’un oscillateur à quartz. Par exemple, l’horloge peut être intégrée au processeur dudit module de mesure 4, 6.
L’interface de communication de chaque module de mesure 4, 6 permet d’échanger des données avec d’autres modules de mesure 4, 6 et/ou avec un ou plusieurs autres éléments, tel qu’un concentrateur de données ou des équipements de télécommunications, ou des équipements informatiques.
Dans des modes de réalisation préférés, l’interface de communication est une interface sans fil, permettant d’établir une liaison de communication sans fil, par exemple une liaison radio. Par exemple, la liaison radio peut être une liaison radio à courte portée, telle qu’une liaison Bluetooth Low Energy (marque déposée) ou équivalent. En variante, il peut s’agir d’une liaison radio à bas débit et à longue portée, telle qu’une liaison Zigbee (marque déposé), ou équivalent.
Dans d’autres modes de réalisation, l’interface de communication est configurée pour établir une liaison de communication filaire, par exemple au moyen d’un ou de plusieurs câbles, tels que des câbles Ethernet ou autre. La liaison filaire peut, par exemple, être un bus de données.
Dans l’exemple illustré, le circuit de traitement et l’interface de communication du premier module de mesure 4 portent respectivement les références « 12 » et « 14 ». Le circuit de traitement, la mémoire et l’interface de communication du deuxième module de mesure 6 portent respectivement les références numériques « 22 », « 24 » et « 26 ».
De façon générale, chaque module de mesure 4, 6 est configuré pour mesurer une grandeur électrique telle que la tension ou le courant de façon répétée au cours du temps, par exemple en échantillonnant (mesurant) cette grandeur électrique périodiquement avec une fréquence d’échantillonnage fixée.
En pratique, la tension électrique et le courant électrique peuvent être des grandeurs alternatives qui évoluent périodiquement au cours du temps, par exemple avec une forme sinusoïdale.
Par exemple, le module de mesure de tension 4 mesure périodiquement une tension électrique avec une première fréquence d’échantillonnage. Chaque module de mesure de courant 6 mesure périodiquement un courant électrique avec une deuxième fréquence d’échantillonnage. La première fréquence d’échantillonnage et la deuxième fréquence d’échantillonnage sont supérieures à la fréquence du signal mesuré.
Dans de nombreux exemples, la première fréquence d’échantillonnage est choisie égale à la deuxième fréquence d’échantillonnage. Mais cela n’est pas indispensable et, en variante, la première fréquence d’échantillonnage pourrait être différente de la deuxième fréquence d’échantillonnage.
- une dérive en temps du module de mesure de courant est estimée à partir, d’une part, du rapport entre l’intervalle de temps entre deux envois consécutifs du signal de synchronisation par le module de mesure de tension, cet intervalle de temps étant déterminé à partir des données d’horodatage principales, et d’autre part de l’intervalle de temps entre la réception de deux signal de synchronisation reçus consécutivement par le module de mesure de courant, cet intervalle de temps étant déterminé à partir des données d’horodatage locales ;
- chaque mesure de tension par le module de mesure de tension est horodatée par le module de mesure de tension, la donnée d’horodatage correspondante étant envoyée par le module de mesure de tension comportant, pour chaque valeur de tension mesurée ;
- les données d’horodatage associées aux valeurs de tension mesurées sont automatiquement corrigées, avant leur envoi dans ledit message, en tenant compte d’une valeur de correction en temps préenregistrée en mémoire, cette valeur de correction en temps étant issue d’un procédé préalable de calibration ;
- les données d’horodatage associées aux valeurs de courant mesurées sont automatiquement corrigées en tenant compte d’une valeur de correction en temps préenregistrée en mémoire, cette valeur de correction en temps étant issue d’un procédé préalable de calibration ;
- pour calculer la valeur de correction en temps, le procédé de calibration comporte un procédé pour déterminer une grandeur comme précédemment décrit ;
- les modules de mesure du système sont en communication par l’intermédiaire d’une liaison de communication sans fil, le message envoyé par le module de mesure de tension étant un message radio ;
- les modules de mesure du système sont en communication par l’intermédiaire d’une liaison de communication filaire, telle qu’un bus de données ;
- le calcul de la grandeur électrique est réalisé par un circuit électronique de traitement d’au moins un des modules de mesure de courant ;
- la grandeur électrique calculée est une puissance électrique calculée à partir des valeurs de courant et de tension mesurées par les modules de mesure .
Selon un autre aspect, l’invention concerne un système pour déterminer une grandeur électrique dans une installation électrique, ce système comportant au moins un module de mesure de tension et au moins un module de mesure de courant couplés à l’installation électrique, chacun desdits modules de mesure comportant un capteur, un processeur, une mémoire et une horloge, le système étant configuré pour mettre en œuvre un procédé pour déterminer une grandeur électrique, le procédé comportant :
par le module de mesure de tension : mesurer périodiquement une tension électrique dans l’installation électrique, envoyer périodiquement à au moins un des modules de mesure de courant un signal de synchronisation envoyer audit module de mesure de courant un message comportant au moins une donnée d’horodatage principale indiquant l’instant auquel le module de mesure de tension a émis le signal de synchronisation, cet instant étant mesuré par le module de mesure de tension avec son horloge, envoyer audit module(s) de mesure de courant un message comportant au moins une valeur de tension mesurée, par un module de mesure capteur de courant : mesurer périodiquement un courant électrique dans l’installation électrique, à la réception du signal de synchronisation envoyé par le module de mesure de tension, calculer, au moyen de l’horloge dudit module de mesure de courant, une donnée d’horodatage locale indiquant l’instant auquel le module de mesure de courant a reçu ledit signal de synchronisation, déterminer des valeurs de correction de retard successives à partir de la donnée d’horodatage principale reçue et la donnée d’horodatage locale calculée pour chaque signal de synchronisation reçu du module de mesure de tension, les mesures de courant successives réalisées par le module de mesure de courant étant horodatées par le module de mesure de courant, au moyen de son horloge, en tenant compte des valeurs de correction de retard ainsi déterminées, par un processeur, calculer au moins une valeur d’une grandeur électrique à partir des valeurs de courant et de tension successives issues des modules de mesure.
L’invention sera mieux comprise et d’autres avantages de celle-ci apparaîtront plus clairement à la lumière de la description qui va suivre d’un mode de réalisation d’un procédé et d’un système pour déterminer une grandeur électrique dans une installation électrique, donnée uniquement à titre d’exemple et faite en référence aux dessins annexés, dans lesquels :
la est une illustration schématique d’un système de mesure de grandeurs électriques selon un mode de mise en œuvre de l’invention, ce système comprenant au moins un module de mesure de tension et une pluralité de module de mesure de courant ;
la illustre schématiquement des étapes mises en œuvre par le module de mesure de tension de la ;
la est une illustration schématique d’un procédé de synchronisation mis en œuvre par les module de mesure du système de la pour déterminer une grandeur électrique ;
la illustre schématiquement des étapes mises en œuvre par chaque module de mesure de courant de la ;
En variante, le transpondeur TP peut être disposé entre les deux antennes de télécommande (Rx+Z, Rx-Z) et les deux antennes de télémesure (Tx+Z, Tx-Z).
Le satellite peut également comprendre un premier coupleur CPRx configuré pour additionner des signaux provenant des antennes de télécommande (Rx+Z, Rx-Z), et un second coupleur CPTx configuré pour répartir un signal de télémesure vers les antennes de télémesure (Tx+Z, Tx-Z), comme l’illustre la . Le second coupleur CPTx peut être du type 3 dB/90°, afin d’appliquer une répartition équilibrée de la puissance en deux lignes de transmission avec un décalage de phase de 90°.
De façon avantageuse, le premier coupleur CPRx est connecté entre l’antenne de télécommande terre Rx+Z et l’antenne de télécommande anti-terre Rx-Z. Le second coupleur CPTx est connecté entre l’antenne de télémesure Terre Tx+Z et l’antenne de télémesure anti-Terre Tx-Z.
Le premier coupleur CPRx et le second coupleur CPTx sont par ailleurs connectés électriquement au transpondeur TP.
Cette configuration permet de minimiser le nombre de câbles à router entre le système antennaire et le transpondeur TP.
En variante, il est possible d’intégrer les coupleurs dans le transpondeur TP, et de connecter ainsi chacune des antennes au transpondeur TP.
La plateforme PF peut également comprendre un bras BR formant un prolongement de la plateforme PF dans le plan de la plateforme PF. Le bras BR, visible en particulier sur la , permet de réduire encore le phénomène de « scattering » provoqué par le panneau solaire PS, même si le bras n’est pas parfaitement aligné avec la tranche du panneau solaire, par rapport au cas de figure où le système antennaire est disposé dans un angle de la plateforme, au pied du panneau solaire PS.
Le bras BR est disposé le long d’un axe AX ( ) correspondant à la jonction entre la plateforme PF et le panneau solaire PS. Le système antennaire est alors disposé sur ledit bras BR de la plateforme PF, étant entendu que l’antenne de télécommande terre Rx+Z et l’antenne de télécommande anti-terre Rx-Z sont disposées de part et d’autre du bras BR. Il en va de même pour l’antenne de télémesure terre Tx+Z et l’antenne de télémesure anti-terre Tx-Z.
Le bras BR forme un prolongement de la plateforme PF ; l’épaisseur du bras correspond à l’épaisseur de la plateforme PF. De cette façon, les antennes d’un même couple d’antenne (antennes de télémesure ou de télécommande) restent bien espacées d’une distance inférieure à λ.
Afin de faciliter l’intégration du satellite dans la coiffe du lanceur, il peut être avantageux de prévoir un dispositif de déploiement DD du bras BR, illustré par la . Il est important de garantir la fiabilité du déploiement du bras BR lorsque le satellite est en orbite. En effet, la configuration dos à dos des antennes a pour conséquence qu’en cas de défaillance du déploiement, une des deux antennes pourrait être totalement inutilisable, ce qui pourrait gêner la liaison de télécommande ou de télémesure.
En vue de fiabiliser le déploiement, le dispositif de déploiement DD peut être équipé d’un système passif à faible choc. Un système passif faible choc est un système de déploiement utilisant un ou plusieurs ressorts, par opposition à un système actif, classiquement composé d’un moteur pas à pas. Dans un système passif faible choc, c’est la tension dans le ressort qui permet le déploiement de la structure.
L’invention permet ainsi d’améliorer les performances de Puissance isotrope rayonnée équivalente (PIRE) en émission, et le facteur de mérite (G/T) en réception, en offrant une meilleure stabilité du signal avec le changement d’attitude de la plateforme, et en augmentant ainsi le champ de vue adressable (pas d’oscillations dans une certaine gamme angulaire).
Réciproquement, à iso-PIRE ou iso-G/T, l’invention permet de réduire la puissance du transpondeur, ce qui permet d’avoir moins de dissipation thermique, et de pouvoir intégrer un système d’amplification plus compétitif. La puissance étant réduite, l’effet corona est moins contraignant.
Système d’identification optique d’utilisateur à distance La présente invention concerne le domaine de la reconnaissance à distance d’un utilisateur, par exemple pour faire de la discrimination ami/ennemi sur les champs de bataille.
Selon certaines estimations, les tirs fratricides seraient à l’origine de 30% des pertes sur les champs de bataille. Plusieurs systèmes ont déjà été essayés pour distinguer un ami d’un ennemi sur un champ de bataille, le plus ancien étant constitué par l’uniforme qui est propre à chaque armée. Celui-ci permet effectivement une reconnaissance aisée en journée, lorsque les combattants s’affrontent en terrain dégagé, en étant répartis de part et d’autre d’une ligne de front clairement définie. Cependant, le camouflage, la distance et/ou la nuit rendent difficile la discrimination ami/ennemi à partir du seul uniforme. En outre, la ligne de front peut rapidement se déplacer voire disparaître dans certains modes de combat comme la guérilla ou les incursions en territoire ennemi type opérations spéciales ou bien lors de combat en milieu urbain. En effet, dans ces modes de combat, il y a une imbrication des combattants amis et des combattants ennemis qui rend difficile leur identification.
Au bloc 94, la valeur de tension mesurée est horodatée avec l’horloge du module 4, par exemple avec une donnée d’horodatage fournie par l’horloge du module 4 (bloc 96).
Au bloc 98, les données d’horodatage associées aux valeurs mesurées de tension sont corrigées avec une donnée de correction fournie par un premier module de synchronisation du module de mesure 4 (bloc 95).
Cela permet de se placer dans un référentiel de temps principal idéal.
Le module de synchronisation est ici configuré pour implémenter les fonctions de gestion de synchronisation décrites en référence aux figures 2, 3 et 4, par exemple pour la gestion des signaux de synchronisation et pour la gestion des paramètres de correction de temps.
Par exemple, le premier module de calibration 95 émet un signal de synchronisation et l’instant correspondant est horodaté grâce à l’horloge du module 4 (bloc 96). La donnée d’horodatage principale correspondante contient à ce stade le retard dit de synchronisation (TimeSyncOffset _U) associé au module 4.
Dans l’exemple illustré, le signal de synchronisation est envoyé sur la liaison de communication 56 à destination du module 6 sous la forme d’un message comportant la donnée d’horodatage principale (ou celle mesurée pour le précédent signal de synchronisation).
La donnée de correction fournie au bloc 98 permet d’horodater les échantillons de tension avec une information d‘horodatage corrigée (bloc 100). En pratique, les données d’horodatage corrigées peuvent malgré tout contenir un retard générique attendu pour tous les modules de mesure de tension.
Le bloc 96 correspond ici à l’horloge locale qui fournit les données d’horodatage locales du module 6.
Ces données d’horodatage sont ensuite envoyées au module 6.
Par exemple, au bloc 101, le module 4 envoie un message sur la liaison de communication 56 à destination du module 6, ce message comportant les échantillons de tension horodatés.
En parallèle, pour le module de mesure de courant 6, lors d’une étape répétée périodiquement (bloc 102), le module de mesure 6 acquiert une valeur de courant en échantillonnant le signal de test reçu.
Au bloc 106, la valeur de courant mesurée est horodatée avec l’horloge du module 6, par exemple avec une donnée d’horodatage fournie par l’horloge du module 6 (bloc 104).
Au bloc 107, les données d’horodatage fournies par l’horloge du module 6 sont corrigées avec une donnée de correction fournie par un module de calibration du module de mesure 6 (bloc 105).
Par exemple, le module de calibration 105 initie un cycle dès réception du signal de synchronisation envoyé par le module 4. L’instant correspondant est horodaté grâce à l’horloge du module 6 (bloc 104). La donnée d’horodatage locale correspondante contient à ce stade le retard dit de synchronisation (TimeSyncOffset _I) associé au module 6.
Le module 105 détermine une valeur de temps estimée, à partir de l’horodatage local et de la donnée d’horodatage principale reçue dans le message, de façon analogue à ce qui a été décrit précédemment en référence au procédé de la .
Cette donnée, fournie au bloc 107, permet d’horodater les échantillons de courant avec une information d‘horodatage corrigée (bloc 110) mais celle-ci comporte néanmoins à ce stade le retard T I . Du fait que le temps estimé contient les retards provenant du module de mesure de tension 4 ainsi que les retards introduits par le module 6 lors de l’horodatage, alors les données d’horodatage sont entachées du retard global précédemment défini (Calibration Time). Il est à noter qu’en général, on ne connaitra pas les valeurs absolues de ces retards, mais on s’assurera qu’ils soient identiques dans tous les modules de mesure, et que les différences de temps entre les valeurs de courant et de tension soient nulles.