BE1023410B1

BE1023410B1 - METHOD AND SYSTEM FOR DETERMINING THE THERMAL CAPACITY OF A HIGH VOLTAGE LINE

Info

Publication number: BE1023410B1
Application number: BE2016/5028A
Authority: BE
Inventors: Jean-Louis LILLIEN; Huu-Minh Nguyen; Bertrand Godard
Original assignee: Ampacimon S.A.
Priority date: 2016-01-14
Filing date: 2016-01-14
Publication date: 2017-03-10
Also published as: BE1023410A1

Abstract

Procédé pour mesurer la capacité thermique ou le courant nominal maximum admissible d’une ligne haute tension aérienne par rapport à une portée de câble suspendu/ancré (2), comprenant notamment les étapes suivantes de : - déterminer le taux de changement, tan(α), en m/A², de la flèche réelle en fonction du carré du courant de ligne pour la vitesse de vent réelle ; et - déterminer la capacité thermique de ligne haute tension de la ligne haute tension aérienne, ou l’ampacité, liée à une distance de sécurité correspondante, à la vitesse de vent réelle mesurée ou déterminée, en ajoutant le carré du courant réel I au rapport entre la réserve de flèche DF et le taux de changement de flèche, tan(α), à la vitesse de vent réelle, et en prenant la racine carrée de cette addition, c’est-à-dire Ampacité = √(I²+DF/tan⁡(α)') où l’ampacité est en ampères.Method for measuring the thermal capacity or the maximum admissible nominal current of an overhead high voltage line in relation to a span of suspended / anchored cable (2), comprising in particular the following steps of: - determining the rate of change, tan (α ), in m / A², the actual deflection as a function of the square of the line current for the actual wind speed; and - determine the thermal capacity of the high voltage line of the overhead high voltage line, or the ampacity, linked to a corresponding safety distance, to the actual measured or determined wind speed, by adding the square of the actual current I to the ratio between the deflection reserve DF and the rate of change of deflection, tan (α), at the actual wind speed, and by taking the square root of this addition, i.e. Ampacity = √ (I² + DF / tan⁡ (α) ') where the ampacity is in amps.

Description

PROCÉDÉ ET SYSTÈME POUR DÉTERMINER LA CAPACITÉ THERMIQUEMETHOD AND SYSTEM FOR DETERMINING THERMAL CAPACITY

D'UNE LIGNE HAUTE TENSIONA HIGH VOLTAGE LINE

DOMAINE TECHNIQUETECHNICAL AREA

[0001] La présente invention concerne un procédé et un système pour déterminer la capacité thermique d'une ligne haute tension (en temps réel et prévue) en relation avec une ligne haute tension électrique aérienne.The present invention relates to a method and a system for determining the thermal capacity of a high-voltage line (in real time and planned) in relation to an overhead high voltage line.

[0002] Le courant nominal maximum admissible ou l'ampacité est principalement limité par le besoin de maintenir au moins une distance de sécurité minimum autour de la portée de flèche suspendue/ancrée de câble électriquement conducteur pour éviter la formation d'arcs. Les capacités des lignes haute tension pourraient également être limitées par la température maximum du conducteur, du fait de la/des limitation(s) des matériaux, si elle est atteinte avant la flèche maximum.The maximum allowable rated current or ampacity is mainly limited by the need to maintain at least a minimum safety distance around the suspended boom / anchored range of electrically conductive cable to prevent the formation of arcs. The capacity of the high voltage lines could also be limited by the maximum temperature of the conductor, due to the limitation (s) of the materials, if it is reached before the maximum deflection.

CONTEXTECONTEXT

[0003] Le courant électrique nominal constant maximum admissible devant satisfaire aux critères de conception, de sécurité et de sûreté, tels que la distance de sécurité électrique, d'une ligne haute tension particulière sur laquelle un câble électriquement conducteur est utilisé est connu sous le terme « ampacité », comme décrit par exemple dans la brochure technique n° 324 du CIGRE « Sag-tension calculation methods for overhead Unes », publiée en 2007 par le Comité d'étude B2 du Conseil International des Grands Réseaux Electriques (CIGRE).[0003] The maximum permissible constant nominal electric current required to satisfy the design, safety and security criteria, such as the electrical safety distance, of a particular high-voltage line on which an electrically conductive cable is used is known as term "ampacity", as described for example in CIGRE technical leaflet 324 "Sag-voltage calculation methods for overhead Unes", published in 2007 by the B2 Study Committee of the International Council of Large Electric Networks (CIGRE).

[0004] La capacité d'une ligne haute tension (c'est-à-dire, l'ampacité) peut être estimée dynamiquement en utilisant des capteurs intelligents. Ce qu'on appelle la capacité dynamique de ligne est aujourd'hui considérée avec un grand intérêt dans le fonctionnement quotidien des réseaux haute tension dans le monde entier. Les valeurs d'ampacité prévues sont également utilisées dans la gestion de réseau un jour à l'avance ainsi que dans l'approche de marché de réseau plusieurs jours à l'avance, bien que même une approche à très long terme puisse être utilisée pour la planification. Les valeurs prévues à moyen et long termes, c'est-à-dire de plus d'environ quatre heures, sont basées sur les données météorologiques prévisionnelles, tandis que les prévisions d'ampacité en temps réel et à court terme sont basées sur l'analyse en temps réel et éventuellement récente des conditions réelles agissant sur les lignes haute tension, comme des séries temporelles. Ces conditions, comprenant la vitesse du vent, la direction du vent, et la température ambiante par exemple, peuvent être mesurées localement, calculées ou déduites à partir d'observations réelles sur site ou à proximité du site. Plus généralement, les mesures, calculs et observations réelles peuvent être combinés par des outils stochastiques appropriés afin de déduire les valeurs de capacité prévues de ligne haute tension.The capacity of a high-voltage line (that is, the ampacity) can be estimated dynamically using intelligent sensors. What is called dynamic line capability is now considered with great interest in the daily operation of high voltage networks around the world. The predicted ampacity values are also used in network management a day in advance as well as in the network market approach several days in advance, although even a very long-term approach can be used to Planning. The expected medium and long-term values, that is, more than about four hours, are based on forecast meteorological data, while the real-time and short-term ampacity forecasts are based on Real-time and possibly recent real-world analysis of high-voltage lines, such as time series. These conditions, including wind speed, wind direction, and ambient temperature, for example, can be measured locally, calculated or derived from actual observations on site or near the site. More generally, actual measurements, calculations, and observations can be combined by appropriate stochastic tools to derive planned high voltage line capacitance values.

[0005] Les procédés pour évaluer 1'ampacité d'une portée de câble suspendu ou ancré sur la base de diverses données sont expliqués par exemple dans le document de A. Deb, « Power line ampacity System », publié en 2000 par CRC Press, et dans des brochures techniques d'organisations internationales, telles que les brochures techniques du CIGRE n° 207 (« Thermal behavior of overhead conductors ») et n° 498 (« Guide for application of direct real-time monitoring Systems »), respectivement publiées en 2002 et 2012, ainsi que dans la brochure technique du CIGRE n° 324 susmentionnée. Les procédés divulgués dans ces documents utilisent des données météorologiques telles que mesurées localement ou simulées selon les recommandations internationales comme expliqué, par exemple, dans la brochure technique du CIGRE n° 299 (« Guide for the sélection of weather parameters for bare overhead conductor ratings »), publiée en 2006 ou la norme IEEE 738-2006 - IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors, publiée en 2007.[0005] Methods for evaluating the ampacity of a cable span suspended or anchored on the basis of various data are explained, for example, in A. Deb's "Power line ampacity System" document, published in 2000 by CRC Press. , and in technical brochures of international organizations, such as the CIGRE technical brochures No. 207 ("Thermal behavior of overhead conductors") and No. 498 ("Guide for application of live real-time monitoring systems"), respectively published in 2002 and 2012, as well as in the aforementioned CIGRE technical brochure n ° 324. The methods disclosed in these documents use meteorological data such as locally measured or simulated according to international recommendations as explained, for example, in CIGRE technical brochure No. 299 ("Guide for the selection of weather parameters for overhead conductor ratings"). ), published in 2006 or the IEEE Standard 738-2006 - IEEE Standard for Calculating the Current Temperature of Bare Overhead Conductors, published in 2007.

[0006] Le calcul de l'ampacité est également basé sur le concept de portée équivalente qui permet de remplacer une section multi-portée entière par une portée dite « équivalente » qui donne théoriquement accès à tous les comportements de portées individuelles, mais de nombreuses hypothèses sont à l'origine de cette théorie (Kiessling et al., « Overhead power Unes », Springer 2003, page 548) .The calculation of the ampacity is also based on the concept of equivalent scope which allows to replace a whole multi-scope section by a so-called "equivalent" scope which theoretically gives access to all the behavior of individual staves, but many These hypotheses are at the origin of this theory (Kiessling et al., "Overhead power Unes", Springer 2003, page 548).

[0007] Ainsi, tous les modèles existants jusqu'ici utilisent généralement le concept de portée équivalente associé à l'équation de changement d'état (Kiessling et al., ibid., page 546) et aux équations thermiques comprenant les données météorologiques, les données de conducteur, les conditions de flèche, etc.[0007] Thus, all the models existing up to now generally use the concept of equivalent range associated with the state change equation (Kiessling et al., Ibid., P. 546) and the thermal equations including the meteorological data, driver data, boom conditions, etc.

[0008] Comme l'explique le brevet US 8,184,015, la surveillance continue des lignes haute tension électriques, en particulier des lignes haute tension aériennes, est essentielle pour détecter à temps des conditions anormales qui pourraient mener à une panne d'alimentation. La mesure de la flèche des portées de ligne haute tension entre des supports successifs pour déterminer si la flèche est supérieure à une valeur maximum est devenue une exigence obligatoire dans certains pays.As explained in US Pat. No. 8,184,015, the continuous monitoring of electric high-voltage lines, in particular high-voltage overhead lines, is essential to detect abnormal conditions in time which could lead to a power failure. Measuring the deflection of high voltage line reaches between successive supports to determine if the arrow is greater than a maximum value has become a mandatory requirement in some countries.

[0009] Le brevet US 8,184,015 divulgue un dispositif et un procédé pour surveiller en continu la flèche sur une portée de ligne haute tension. Ce procédé permet de déterminer les propriétés mécaniques dynamiques des lignes haute tension simplement en détectant les vibrations mécaniques dans une plage de fréquence de 0 à quelques dizaines de Hertz. En effet, les lignes haute tension sur site sont toujours soumises à des mouvements et des vibrations, qui peuvent être très faibles mais qui sont détectables par leurs accélérations à la fois en termes de temps et de fréquence.US Patent No. 8,184,015 discloses a device and a method for continuously monitoring the boom on a high voltage line range. This method makes it possible to determine the dynamic mechanical properties of the high voltage lines simply by detecting the mechanical vibrations in a frequency range from 0 to several tens of Hertz. Indeed, high voltage lines on site are always subject to movements and vibrations, which can be very low but are detectable by their accelerations both in terms of time and frequency.

[0010] Un certain nombre de procédés différents pour mesurer la flèche d'une portée de câble suspendu/ancré sont également connus. Un exemple de tentative de mesure de flèche consiste à détecter de manière optique une cible attachée sur le conducteur surveillé par une caméra fixée à un pylône, comme divulgué par le brevet US 6,205,867. D'autres exemples de tels procédés comprennent la mesure de la température ou de la tension du conducteur ou de l'inclinaison du conducteur dans la portée. Une réplique de conducteur est parfois attachée à la tour pour prendre une température de conducteur assimilée sans effet Joule.[0010] A number of different methods for measuring the deflection of a suspended / anchored cable span are also known. An example of an arrow measurement attempt is to optically detect a target attached to the conductor monitored by a camera attached to a pylon, as disclosed in US Patent 6,205,867. Other examples of such methods include measuring the temperature or voltage of the conductor or the inclination of the conductor in the range. A driver replica is sometimes attached to the tower to take an assimilated driver temperature without Joule effect.

[0011] En plus du fait que ces procédés ne permettent qu'une surveillance partielle de la ligne haute tension, ces procédés présentent d'autres inconvénients : les techniques optiques sont sensibles aux réductions de la visibilité induites par les conditions météorologiques, tandis que les autres procédés de mesure dépendent de modèles et/ou de données incertains qui peuvent être indisponibles et/ou incertains, par exemple les vitesses de vent, les données topologiques, les caractéristiques réelles du conducteur, etc.In addition to the fact that these methods only allow partial monitoring of the high voltage line, these methods have other disadvantages: the optical techniques are sensitive to the reductions in visibility induced by the weather, while the Other measurement methods depend on models and / or uncertain data that may be unavailable and / or uncertain, eg wind speeds, topological data, actual driver characteristics, etc.

[0012] Le brevet US 5,933,355 divulgue un logiciel pour évaluer l'ampacité d'une ligne haute tension. Il est basé sur un modèle thermique et le concept de portée équivalente.US Patent 5,933,355 discloses software for evaluating the ampacity of a high voltage line. It is based on a thermal model and the concept of equivalent scope.

[0013] Le brevet US 6,205,867 divulgue un dispositif de surveillance d'une flèche de ligne haute tension basé sur la mesure d'inclinaison. Il est basé sur un modèle thermique et le concept de portée équivalente.US Patent 6,205,867 discloses a monitoring device of a high voltage line arrow based on the tilt measurement. It is based on a thermal model and the concept of equivalent scope.

[0014] La publication internationale WO 2010/054072 se rapporte à la capacité thermique d'une ligne haute tension en temps réel. Elle affirme l'existence d'un capteur portant sur la direction et l'amplitude de la vitesse du vent, mais ne divulgue pas comment ces capteurs sont constitués. Elle est basée sur un modèle thermique et le concept de portée équivalente.The international publication WO 2010/054072 relates to the thermal capacity of a high voltage line in real time. It asserts the existence of a sensor relating to the direction and amplitude of the wind speed, but does not disclose how these sensors are formed. It is based on a thermal model and the concept of equivalent scope.

[0015] La demande de brevet publiée sous le n° US 2014/0180616 se rapporte à la puissance d'une ligne haute tension et utilise un capteur de température du conducteur pour étalonner un modèle théorique IEEE, basé sur des observations réelles de distance de sécurité par LIDAR et des mesures de points de température du conducteur. Elle associe ces deux valeurs par une régression linéaire. Elle est basée sur la correction de modèle IEEE et nécessite ainsi toutes les données relatives au modèle IEEE, dont les données du conducteur, les données météorologiques et les données de la flèche.The patent application published under No. US 2014/0180616 relates to the power of a high voltage line and uses a driver temperature sensor to calibrate a theoretical model IEEE, based on real observations of distance of safety by LIDAR and measurements of driver temperature points. It associates these two values by a linear regression. It is based on the IEEE model correction and thus requires all data related to the IEEE model, including driver data, meteorological data and arrow data.

BUTS DE L'INVENTIONGOALS OF THE INVENTION

[0016] La présente invention vise à fournir un procédé pour évaluer l'ampacité de lignes haute tension qui n'est pas basé sur un modèle comme les procédés existants (basés sur le concept de portée équivalente, l'équation de changement d'état et l'équilibre thermique).The present invention aims to provide a method for evaluating the high voltage line ampacity which is not based on a model such as existing methods (based on the concept of equivalent range, the state change equation). and thermal equilibrium).

[0017] Le but de l'invention est concentré sur la manière de calculer la puissance d'une ligne haute tension sur la base de certaines sorties du capteur, la flèche par exemple, et de la connaissance de la vitesse réelle du vent (définie ci-après) et de la température ambiante (en temps réel ou prévue) sans avoir besoin de détails concernant les données du conducteur ou les données de ligne haute tension, à l'exception de très peu de données comme le diamètre du conducteur. À titre d'exemple, obtenir la puissance thermique d'une ligne haute tension en relation avec la flèche maximum (et donc les limitations de la distance de sécurité) ne nécessitera ni la mesure ni le calcul de la température du conducteur.The object of the invention is focused on how to calculate the power of a high voltage line based on certain sensor outputs, the arrow for example, and the knowledge of the actual wind speed (defined below) and the ambient temperature (real-time or planned) without the need for details about driver data or high-voltage line data, with the exception of very little data such as driver diameter. For example, obtaining the thermal power of a high voltage line in relation to the maximum deflection (and thus the limitations of the safety distance) will not require the measurement or calculation of the conductor temperature.

RESUME DE L'INVENTIONSUMMARY OF THE INVENTION

[0018] D'abord, dans la présente description, la vitesse réelle du vent est définie comme la valeur de vitesse de vent pour la portée considérée qui est représentative, pour la température moyenne du conducteur le long de la portée, de l'effet de refroidissement moyen de la vitesse du vent perpendiculaire le long de la portée entière de câble suspendu.First, in the present description, the actual wind speed is defined as the wind speed value for the range considered, which is representative for the average temperature of the driver along the range, the effect average cooling of the perpendicular wind speed along the entire range of suspended cable.

[0019] Donc, le but de l'invention consiste à utiliser uniquement les sorties d'un capteur donnant un accès récurrent à un paramètre clé, tel que la flèche, d'au moins une portée d'une section de ligne haute tension, couplé à des informations (quasi-) simultanées sur la vitesse réelle du vent affectant la même portée et la connaissance du courant de charge réel circulant dans la ligne. Ces types de capteurs permettent d'obtenir, pendant quelques mois, généralement trois, un paramètre clé, la flèche par exemple, par rapport au courant qui circule (en ampères) à une vitesse de vent réelle donnée avec un laps de temps relativement court, généralement autour de quelques minutes. Ces sorties traitées de manière appropriée comme décrit dans la présente description, sont suffisantes pour déterminer l'ampacité de la ligne pour toujours, sans avoir besoin d'autres données. On peut ajouter qu'un chien de garde des paramètres clés, principalement un en fait, le paramètre appelé tan(a) dont il est question dans la présente description, utilisé pour déterminer l'ampacité peut être installé afin de contrôler régulièrement, tous les 6 mois par exemple ou à la demande, tout écart qui serait dû à des changements de données de ligne ou de flèche anormaux par rapport aux valeurs initiales.Therefore, the object of the invention is to use only the outputs of a sensor giving a recurrent access to a key parameter, such as the arrow, of at least one range of a high voltage line section, coupled with (quasi) simultaneous information on the actual wind speed affecting the same range and the knowledge of the actual load current flowing in the line. These types of sensors make it possible to obtain, for a few months, generally three, a key parameter, the arrow for example, with respect to the current flowing (in amperes) at a given real wind speed with a relatively short lapse of time, usually around a few minutes. These outputs suitably processed as described in this specification, are sufficient to determine the ampacity of the line forever, without the need for other data. It can be added that a watchdog of the key parameters, mainly one in fact, the parameter called tan (a) referred to in this description, used to determine the ampacity may be installed in order to regularly check, all 6 months for example or on demand, any discrepancy that would be due to abnormal line or arrow data changes from the initial values.

[0020] Par conséquent, dans au moins un mode de réalisation illustratif, ce procédé comprend les étapes de surveiller directement ou indirectement (c'est-à-dire par d'autres variables telles qu'une caméra, une position GPS, une mesure par ultrasons, etc.), une variable telle que la flèche, tension, position, température, etc. d'au moins un point de ladite portée de câble suspendu/ancré pendant un laps de temps.Therefore, in at least one illustrative embodiment, this method comprises the steps of monitoring directly or indirectly (i.e., by other variables such as a camera, a GPS position, a measurement ultrasound, etc.), a variable such as arrow, voltage, position, temperature, etc. at least one point of said cable span suspended / anchored for a period of time.

[0021] La flèche peut être mesurée par exemple en utilisant le procédé divulgué dans le brevet susmentionné US 8,184,015, qui est incorporé par référence dans la présente demande de brevet.The arrow can be measured for example using the method disclosed in the aforementioned US patent 8,184,015, which is incorporated by reference in the present patent application.

[0022] La composante de vitesse de vent réelle peut être mesurée par exemple en utilisant le procédé divulgué dans la demande internationale WO 2014/090416 susmentionnée, qui est incorporée par référence dans la présente demande de brevet. Si la vitesse de vent réelle n'est pas une sortie du capteur, elle doit être déduite par une mesure appropriée ou déduite à partir d'autres données ou entrées.The actual wind speed component can be measured for example using the method disclosed in the aforementioned international application WO 2014/090416, which is incorporated by reference in the present patent application. If the actual wind speed is not an output of the sensor, it must be deduced by an appropriate measurement or deduced from other data or inputs.

[0023] Dans au moins un mode de réalisation, si la flèche est une sortie du capteur, la flèche maximum admissible pour ladite portée de câble suspendu/ancré doit être connue ou mesurée. La « réserve de flèche » est alors la soustraction de la flèche réelle mesurée sur le site de cette valeur maximum admise.In at least one embodiment, if the arrow is an output of the sensor, the maximum allowable deflection for said suspended / anchored cable span must be known or measured. The "arrow reserve" is then the subtraction of the actual arrow measured on the site of this maximum allowed value.

[0024] Si d'autres variables sont mesurées, telles que tension, température, position, leur valeur maximum ou minimum doit être connue en relation avec la distance de sécurité minimum admissible sur cette portée/section. Ainsi, la « réserve de tension », la « réserve de température » (ou température maximum) ou la « réserve de position » pourrait être définie ou toute autre variable représentant le même effet sur la distance de sécurité.If other variables are measured, such as voltage, temperature, position, their maximum or minimum value must be known in relation to the minimum safe distance to this range / section. Thus, the "voltage reserve", the "temperature reserve" (or maximum temperature) or the "position reserve" could be defined or any other variable representing the same effect on the safety distance.

[0025] Dans le cas où la température de conducteur maximum est la limite (pour les limites de dégradation matérielle) avant l'apparition de la limitation de distance de sécurité, le système utilisé doit être capable de déterminer correctement la marge de température de conducteur disponible afin de convertir cette marge en ampacité, comme détaillé dans la présente description.In the case where the maximum conductor temperature is the limit (for the hardware degradation limits) before the occurrence of the safety distance limitation, the system used must be able to correctly determine the driver temperature margin. available in order to convert this margin into ampacity, as detailed in the present description.

[0026] Par conséquent, le taux de changement de la flèche (ou de l'autre variable mesurée) comparé au carré (ou un exposant très proche de 2) du courant qui circule est évalué. Implicitement, un tel taux de changement intègre tous les paramètres agissant qu'ils soient matériels, mécaniques et météorologiques. Étant donné que les paramètres matériels (données de conducteur) et mécaniques (sensibilité géométrique du changement de flèche dans une section de portée unique ou multi-portée) sont quasi-constants (de l'ordre de quelques minutes) pour une flèche en temps réel donnée (ou une autre variable en fonction du capteur utilisé), seuls les paramètres météorologiques influencent le taux de changement de la flèche. On peut remarquer que la température ambiante et le rayonnement solaire, bien qu'ils influent sur la valeur de flèche elle-même, n'ont pas d'impact important sur le taux de changement de la flèche par rapport au carré du courant.Therefore, the rate of change of the arrow (or the other measured variable) compared to the square (or an exponent very close to 2) of the current flowing is evaluated. Implicitly, such a rate of change integrates all the parameters acting as they are material, mechanical and meteorological. Since the hardware parameters (driver data) and mechanical parameters (geometric sensitivity of the arrow change in a single or multi-span section) are almost constant (in the order of a few minutes) for a real-time arrow data (or other variable depending on the sensor used), only the meteorological parameters influence the rate of change of the arrow. It can be noted that the ambient temperature and the solar radiation, although they affect the arrow value itself, do not have a significant impact on the rate of change of the arrow relative to the square of the current.

[0027] La capacité thermique d'une ligne haute tension, si elle est limitée par le problème de distance de sécurité, est alors déduite par la seule connaissance de la « réserve de flèche », ou d'une autre « réserve variable », telle que la réserve de température, la réserve de tension ou la réserve de position, ainsi que la mesure de la flèche, et son taux de changement par rapport au carré du courant, comme expliqué dans la description détaillée de l'invention.The thermal capacity of a high-voltage line, if it is limited by the safety distance problem, is then deduced by the sole knowledge of the "arrow reserve", or of another "variable reserve", such as the temperature reserve, the voltage reserve or the position reserve, as well as the measurement of the deflection, and its rate of change relative to the square of the current, as explained in the detailed description of the invention.

[0028] La capacité thermique d'une ligne haute tension limitée par la température de conducteur maximum (due à la dégradation matérielle) avant l'apparition des limitations de distance de sécurité nécessitera une étape supplémentaire, comme expliqué ultérieurement dans la description détaillée de l'invention. Cette invention ne nécessite aucune mesure de la température de conducteur, mais peut l'utiliser si elle est disponible en toute confiance.The thermal capacity of a high voltage line limited by the maximum conductor temperature (due to the material degradation) before the appearance of the safety distance limitations will require an additional step, as explained later in the detailed description of the 'invention. This invention does not require any measurement of the conductor temperature, but may use it if it is available with confidence.

[0029] Par conséquent, dans au moins un mode de réalisation, un courant nominal maximum admissible pour ladite portée de câble électriquement conducteur suspendu/ancré est déterminé selon le procédé susmentionné à cette fin, et un courant passant par ladite ligne haute tension est limité audit ou sous ledit courant nominal maximum admissible. Si la ligne haute tension comprend une pluralité de portées de câble suspendu/ancré successives, un courant nominal maximum admissible peut être calculé pour chacune de ces portées de câble suspendu/ancré, ou pour un sous-ensemble de ces portées de câble suspendu/ancré qui a été identifié précédemment comme étant critique1, et le courant passant par ladite ligne haute tension peut alors être limité à ou sous le plus faible de ces courants nominaux maxima admissibles.Therefore, in at least one embodiment, a maximum allowable nominal current for said suspended / anchored electrically conductive cable span is determined according to the aforementioned method for this purpose, and a current passing through said high voltage line is limited. audit or under the said maximum rated current. If the high-voltage line includes a plurality of successive suspended / anchored cable runs, a maximum allowable rated current may be calculated for each of these suspended / anchored cable runs, or for a subset of these suspended / anchored cable runs which has previously been identified as being critical1, and the current through said high-voltage line can then be limited to or below the lowest of these maximum allowable nominal currents.

[0030] La présente invention concerne également des programmes informatiques et des supports de mémoire contenant des jeux d'instructions pouvant être lues par un ordinateur pour mettre en œuvre ces procédés.The present invention also relates to computer programs and memory media containing sets of instructions that can be read by a computer to implement these methods.

[0031] Le résumé ci-dessus de quelques exemples de modes de réalisation n'est pas destiné à décrire chaque mode de réalisation divulgué ou toutes les mises en œuvre de 1 Une portée critique dans une section multi-portée est une portée qui peut atteindre la flèche maximum admissible sur cette portée avant les autres portées. Cela peut être dû à des conditions spécifiques telles qu'une vitesse de vent perpendiculaire plus faible due à l'effet d'écran ou à l'orientation, à des obstacles (des arbres par exemple) qui peuvent croître plus rapidement comparés à d'autres situations le lonq de la ligne, etc. Il peut y avoir plusieurs portées critiques dans une section, chacune d'elles étant critique dans différentes configurations de considération météorologique externe ou de localisation. l'invention. En particulier, des caractéristiques sélectionnées d'un quelconque mode de réalisation illustratif de la présente description peuvent être incorporées dans un mode de réalisation supplémentaire, sauf indication contraire très claire.The above summary of some exemplary embodiments is not intended to describe each disclosed embodiment or all of the implementations of the present invention. 1 Critical scope in a multi-scope section is a scope that can reach the maximum allowable arrow on that reach before the other reaches. This may be due to specific conditions such as a lower perpendicular wind speed due to the screen effect or orientation, to obstacles (eg trees) that can grow faster compared to other situations the lonq of the line, etc. There may be several critical spans in a section, each of which is critical in different configurations of external meteorological consideration or location. the invention. In particular, selected features of any illustrative embodiment of the present disclosure may be incorporated in a further embodiment unless otherwise clearly indicated.

BREVE DESCRIPTION DES DESSINSBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0032] L'invention peut être plus complètement comprise en prenant en considération la description détaillée qui suit de modes de réalisation en relation avec les dessins joints, sur lesquels : - la figure 1 est une vue schématique d'une ligne haute tension avec une pluralité de portées de câble électriquement conducteur suspendu/ancré et d'un exemple d'un système pour déterminer un courant nominal maximum admissible pour cette portée ; - la figure 2 est une vue schématique qui illustre une ligne haute tension avec une preuve de risque de sécurité, la flèche S de la portée ne peut pas être trop importante au point que le conducteur s'approche de l'obstacle avec une distance (ou « dégagement ») C inférieure à une valeur minimum définie ; - la figure 3 est un graphique qui illustre la valeur de flèche en fonction du courant qui circule dans la ligne haute tension en utilisant un modèle théorique IEEE. Les différentes courbes correspondent à différentes vitesses de vent réelles ; - la figure 4 est un graphique qui illustre la valeur de flèche en fonction du carré du courant qui circule dans la ligne haute tension pour différentes températures ambiantes et trois vitesses de vent réelles différentes. Ceci montre la corrélation des pentes entre les différentes courbes ; - la figure 5 est un graphique qui illustre la valeur de flèche en fonction du carré du courant qui circule dans la ligne haute tension pour différentes valeurs de rayonnement solaire et trois vitesses de vent réelles différentes. Ceci montre la corrélation des pentes entre les différentes courbes ; - la figure 6 est un graphique qui illustre un ensemble de données de flèche mesurées en fonction de la température ambiante afin d'obtenir la relation flèche-température. Cette relation peut être obtenue en ajustant linéairement la limite inférieure du nuage de points (points noirs : observations de jour et de nuit mélangées ; points gris : observations de nuit uniquement) ; - la figure 7 montre les valeurs de flèche mesurées par un capteur dans le plan (flèche, carré du courant qui circule) pendant un certain laps de temps ; dans ce cas, la flèche est donnée en utilisant le brevet US 8,184,015 susmentionné. Les différentes courbes correspondent à différentes plages de vitesses de vent réelles, ces vitesses de vent étant évaluées en utilisant par exemple la demande de brevet internationale PCT/EP2013/055180. Toutes les flèches ont été ajustées à une température ambiante de référence choisie en tant que valeur médiane de la température ambiante observée sur une année type sur site, à 10 °C dans ce cas, en utilisant l'ajustement présenté sur la figure 6, pour déterminer le facteur de correction, et prise pendant la nuit de manière à ce que le rayonnement solaire incident reste négligeable. Les droites sont l'ajustement linéaire sur les points dans une plage donnée de vitesses de vent réelles ; - la figure 8 montre la convergence, en fonction du nombre d'observations successives, pour déterminer le taux de changement linéaire de la valeur de flèche (ou de l'autre variable mesurée) en fonction du carré du courant qui circule dans la ligne haute tension. En particulier, cette figure montre la convergence du coefficient angulaire des paramètres des droites de l'ajustement linéaire des points montrés par exemple sur la figure 7, pour une plage donnée de vitesses de vent réelles ; - la figure 9 montre le taux de changement, avec un ordre d'amplitude de 10~6 m/A2, correspondant aux coefficients angulaires des ajustements des droites tels que montrés sur la figure 7, en fonction des vitesses de vent réelles. Les valeurs théoriques et les valeurs expérimentales toutes déduites de la flèche observée pendant un certain laps de temps (trois mois) sont montrées ; - la figure 10 est un graphique qui illustre un cas pratique d'évaluation de l'ampacité pour une température ambiante et un rayonnement solaire donnés mais non connus, et pour une vitesse de vent réelle donnée et connue. Un exemple d'application de la divulgation montre un triangle rectangle avec un côté égal à la réserve de flèche (DF) et face à celui-ci l'angle a2, illustrant le taux de changement de la flèche par rapport au courant élevé au carré pour la vitesse de vent réelle donnée. La capacité élevée au carré est déduite de l'abscisse du point d'intersection entre (i) la droite passant par le point de mesure avec une pente égale au taux de changement de la flèche à la vitesse de vent réelle connue, et (ii) la flèche maximum admissible ; - la figure 11 montre le cas d'un conducteur HTLS, avec son comportement non linéaire dû au coefficient de dilatation thermique variable en fonction de la température du conducteur, avec un changement de pente de la courbe flèche-température de conducteur au niveau du point dit « de coude », lorsque des fils d'aluminium sont légèrement comprimés et qu'une âme en acier ou composite supporte toute la tension. (11.1) est la flèche en fonction de la température de conducteur avec une pente de courbe en dessous du point de coude égale à ai. Il est obtenu de la même manière que sur la figure 6 ; (11.2) est la flèche de la portée de conducteur en fonction du carré du courant qui circule avec une pente de courbe en dessous du point de coude égale à a.2 qui est le même a.2 que celui montré sur la figure 9 ; (11.3) est la température de conducteur en fonction du carré du courant qui circule avec un paramètre de pente λβ, avec λβ = tan(α2)/tan(al) ; - la figure 12 est un graphique qui illustre l'évolution dans le temps du courant nominal maximum admissible, calculé selon un procédé de la présente invention et comparé avec une puissance saisonnière classique ; - la figure 13 est un graphique qui montre un histogramme cumulatif du courant nominal maximum admissible pour plus d'un an, calculé selon un procédé de la présente divulgation (courbe en trait continu), comparé avec le procédé IEEE.The invention may be more fully understood by taking into consideration the following detailed description of embodiments in connection with the accompanying drawings, in which: - Figure 1 is a schematic view of a high voltage line with a plurality of suspended / anchored electrically conductive cable runs and an example of a system for determining a maximum permissible rated current for that range; - Figure 2 is a schematic view illustrating a high voltage line with a proof of security risk, the arrow S of the range can not be too important to the point that the driver approaches the obstacle with a distance ( or "clearance") C less than a defined minimum value; FIG. 3 is a graph which illustrates the arrow value as a function of the current flowing in the high voltage line using an IEEE theoretical model. The different curves correspond to different real wind speeds; FIG. 4 is a graph which illustrates the arrow value as a function of the square of the current flowing in the high-voltage line for different ambient temperatures and three different actual wind speeds. This shows the correlation of the slopes between the different curves; FIG. 5 is a graph which illustrates the arrow value as a function of the square of the current flowing in the high voltage line for different solar radiation values and three different actual wind speeds. This shows the correlation of the slopes between the different curves; FIG. 6 is a graph illustrating a set of arrow data measured as a function of ambient temperature to obtain the arrow-temperature relationship. This relationship can be obtained by linearly adjusting the lower limit of the point cloud (black dots: mixed day and night observations, gray dots: night observations only); FIG. 7 shows the arrow values measured by a sensor in the plane (arrow, square of the current flowing) for a certain period of time; in this case, the arrow is given using the aforementioned US Pat. No. 8,184,015. The different curves correspond to different ranges of real wind speeds, these wind speeds being evaluated using, for example, the international patent application PCT / EP2013 / 055180. All arrows were adjusted to a reference ambient temperature chosen as the median ambient temperature observed over a typical year on site, at 10 ° C in this case, using the fit shown in Figure 6, for determine the correction factor, and taken during the night so that incident solar radiation remains negligible. The straight lines are the linear adjustment on points in a given range of actual wind speeds; FIG. 8 shows the convergence, as a function of the number of successive observations, to determine the linear change rate of the arrow value (or of the other measured variable) as a function of the square of the current flowing in the high line. voltage. In particular, this figure shows the convergence of the angular coefficient of the parameters of the lines of the linear adjustment of the points shown for example in FIG. 7, for a given range of actual wind speeds; FIG. 9 shows the rate of change, with an amplitude order of 10 -6 m / A2, corresponding to the angular coefficients of the adjustments of the straight lines as shown in FIG. 7, as a function of the actual wind speeds. The theoretical values and the experimental values all deduced from the arrow observed during a certain lapse of time (three months) are shown; FIG. 10 is a graph illustrating a practical case of evaluation of the ampacity for a given and unknown ambient temperature and solar radiation, and for a given actual and known wind speed. An exemplary application of the disclosure shows a right triangle with a side equal to the arrow reserve (DF) and facing the angle a2, illustrating the rate of change of the arrow relative to the high square current. for the actual wind speed given. The squared capacity is deduced from the abscissa of the point of intersection between (i) the line passing through the measuring point with a slope equal to the rate of change of the deflection at the known actual wind speed, and (ii) ) the maximum allowable deflection; FIG. 11 shows the case of a HTLS conductor, with its non-linear behavior due to the coefficient of variable thermal expansion as a function of the conductor temperature, with a change of slope of the arrow-temperature curve of conductor at point level. said "elbow", when aluminum wires are slightly compressed and a steel or composite core supports all the tension. (11.1) is the arrow as a function of the conductor temperature with a curve slope below the point of elbow equal to ai. It is obtained in the same way as in FIG. 6; (11.2) is the deflection of the driver range as a function of the square of the current flowing with a curve slope below the point of elbow equal to a.2 which is the same a.2 as that shown in Figure 9; (11.3) is the conductor temperature as a function of the square of the current flowing with a slope parameter λβ, with λβ = tan (α2) / tan (al); FIG. 12 is a graph illustrating the time course of the maximum allowable nominal current, calculated according to a method of the present invention and compared with conventional seasonal power; FIG. 13 is a graph which shows a cumulative histogram of the maximum allowable nominal current for more than one year, computed according to a method of the present disclosure (continuous curve), compared with the IEEE method.

[0033] Sauf indication contraire, toutes les figures et points d'observation précédents sont donnés à titre d'exemple uniquement et sont basés sur des mesures réelles ou des simulations sur une ligne de 150 kV, dans une section multi-portée, un conducteur entièrement en alliage d'aluminium AAAC 445 : diamètre = 27, 45 mm ; m = 1.230 kg/km. Les paramètres de ligne sont les suivants : longueur de portée équivalente = 342,31 m, longueur de portée en cours de supervision = 369 m, émissivité = 0,9, absorptivité = 0, 7.Unless otherwise indicated, all the above figures and observation points are given by way of example only and are based on real measurements or simulations on a line of 150 kV, in a multi-range section, a conductor made entirely of AAAC 445 aluminum alloy: diameter = 27, 45 mm; m = 1.230 kg / km. The line parameters are as follows: length of equivalent span = 342.31 m, span length under supervision = 369 m, emissivity = 0.9, absorbency = 0.7.

[0034] Bien que l'invention puisse faire l'objet de diverses modifications et présenter d'autres formes, les spécificités de celle-ci ont été montrées à titre d'exemple sur les dessins et seront décrites en détail ci-après. Il est cependant entendu que l'intention n'est pas de limiter les aspects de l'invention aux modes de réalisation particuliers décrits. Au contraire, l'intention est de couvrir toutes les modifications, équivalents et variantes tombant dans la portée de l'invention.Although the invention may be subject to various modifications and other forms, the specificities thereof have been shown by way of example in the drawings and will be described in detail below. It is understood, however, that the intention is not to limit the aspects of the invention to the particular embodiments described. On the contrary, the intention is to cover all modifications, equivalents and variations falling within the scope of the invention.

DESCRIPTION DE MODES DE REALISATION DETAILLES DE L'INVENTIONDESCRIPTION OF DETAILED EMBODIMENTS OF THE INVENTION

[0035] En ce qui concerne les termes définis suivants, ces définitions doivent être appliquées à moins qu'une définition différente soit donnée dans les revendications ou ailleurs dans la présente description.With respect to the following defined terms, these definitions are to be applied unless a different definition is given in the claims or elsewhere in this specification.

[0036] Toutes les valeurs numériques sont supposées ici être précédées du terme « environ », que cela soit indiqué explicitement ou non. Le terme « environ » fait généralement référence à une plage de nombres qu'un homme du métier considérerait comme équivalents à la valeur indiquée (c'est-à-dire, ayant la même fonction ou le même résultat). Dans de nombreux cas, le terme « environ » peut indiquer l'inclusion des nombres qui sont arrondis au nombre significatif le plus proche.All numerical values are assumed here to be preceded by the term "about", whether explicitly indicated or not. The term "about" generally refers to a range of numbers that a person skilled in the art would consider equivalent to the indicated value (i.e., having the same function or result). In many cases, the term "about" may indicate the inclusion of numbers that are rounded to the nearest significant number.

[0037] Bien que certaines plages de dimensions et/ou valeurs appropriées appartenant à divers composants, caractéristiques et/ou spécifications soient divulguées, un homme du métier, incité par la présente divulgation, comprendrait que des dimensions, plages et/ou valeurs souhaitées peuvent s'écarter de celles expressément divulguées.Although certain ranges of dimensions and / or appropriate values belonging to various components, features and / or specifications are disclosed, one skilled in the art, prompted by the present disclosure, would understand that desired dimensions, ranges and / or values can be achieved. deviate from those expressly disclosed.

[0038] Telles qu'utilisées dans la présente description et dans les revendications jointes, les formes du singulier « un », « une » et « le », « la » comprennent plusieurs référents à moins que le contenu n'impose clairement autre chose. Tel qu'utilisé dans la présente description et dans les revendications jointes, le terme « ou » est généralement utilisé dans son sens comprenant « et/ou » à moins que le contenu n'impose clairement autre chose.As used in the present description and in the appended claims, the forms of the singular "a", "a" and "the", "the" include several referents unless the content clearly imposes something else. . As used in this specification and in the appended claims, the term "or" is generally used in the sense of "and / or" unless the content clearly dictates otherwise.

[0039] La description détaillée qui suit doit être lue en faisant référence aux dessins sur lesquels des éléments similaires représentés sur différentes figures portent une référence identique. La description détaillée et les dessins, qui ne sont pas nécessairement à l'échelle, représentent des modes de réalisation illustratifs et ne sont pas destinés à limiter la portée de l'invention. Les modes de réalisation illustratifs représentés ne sont que des exemples. Des caractéristiques sélectionnées de n'importe quel mode de réalisation illustratif peuvent être incorporées dans un mode de réalisation supplémentaire sauf indication claire du contraire.The following detailed description should be read with reference to the drawings in which similar elements shown in different figures bear an identical reference. The detailed description and drawings, which are not necessarily to scale, represent illustrative embodiments and are not intended to limit the scope of the invention. The illustrative embodiments shown are only examples. Selected features of any illustrative embodiment may be incorporated in a further embodiment unless otherwise clearly indicated.

[0040] La présente invention concerne la mesure de la capacité thermique d'une ligne haute tension en relation avec une portée de câble suspendu/ancré. Elle consiste à fournir un courant nominal maximum admissible, également connu comme « ampacité », pour une telle portée de câble suspendu/ancré ou pour une ligne haute tension électrique comprenant une telle portée de câble suspendu/ancré.The present invention relates to the measurement of the thermal capacity of a high voltage line in relation to a suspended / anchored cable range. It consists in providing a maximum permissible nominal current, also known as "ampacity", for such a suspended / anchored cable range or for an electric high voltage line comprising such a suspended / anchored cable range.

[0041] La figure 1 illustre schématiquement une ligne haute tension aérienne 1 comprenant une pluralité de portées suspendues/ ancrées successives 2 de câble électriquement conducteur et supportées par des pylônes 3. Un dispositif autonome 4 est fixé sur certaines portées de câble suspendu/ancré 2 (les portées critiques2), comme présenté par exemple dans le brevet susmentionné US 8,184,015, comprenant un ensemble d'accéléromètre approprié pour 2 Définies dans la note de bas de page 1 surveiller le mouvement dans au moins deux axes perpendiculairement au câble et un émetteur pour transmettre les données de mouvement obtenues par cet ensemble d'accéléromètre à une unité de traitement de données à distance 5. Le dispositif autonome 4 peut être alimenté par induction par le courant électrique I circulant à travers la ligne haute tension 1. Le système illustré doit également comprendre au moins un capteur de température ambiante 6 et un capteur de courant électrique 7, qui peuvent être intégrés dans le dispositif 4, ou utiliser des capteurs existants installés à distance au niveau d'une extrémité de sous-station et émettant par répartition de l'opérateur de système, également connectés à l'unité de traitement de données à distance 5. Le système illustré peut également comprendre un capteur de vitesse de vent capable de déterminer la composante de vitesse de vent réelle, qui peut être intégré dans le dispositif 4, ou utiliser des capteurs existants installés à distance, également connectés à l'unité de traitement de données à distance 5.FIG. 1 schematically illustrates an above-ground high-voltage line 1 comprising a plurality of successive suspended / anchored arrays 2 of electrically conductive cable and supported by pylons 3. An autonomous device 4 is fixed on certain suspended / anchored cable spans. (Critical Scopes2), as disclosed for example in the aforementioned US Patent No. 8,184,015, comprising an accelerometer assembly suitable for 2 defined in footnote 1 monitor movement in at least two axes perpendicular to the cable and a transmitter for transmitting the motion data obtained by this accelerometer assembly to a remote data processing unit 5. The autonomous device 4 can be powered by induction by the electric current I flowing through the high voltage line 1. The illustrated system must also include at least one ambient temperature sensor 6 and a neck sensor 7, which can be integrated in the device 4, or use existing sensors remotely installed at a substation end and distributing the system operator, also connected to the processing unit. remote data 5. The illustrated system may also include a wind speed sensor capable of determining the actual wind speed component, which may be integrated into the device 4, or using existing remotely installed sensors, also connected to the remote data processing unit 5.

[0042] Chaque portée 2 a une flèche S qui va augmenter avec la température moyenne Tc du câble, vu que la dilatation thermique augmente la longueur du câble entre les pylônes successifs 3. Augmenter la flèche d'une portée de câble suspendu/ancré diminue toujours la distance de sécurité C du câble par rapport au sol ou tout obstacle au-dessus du sol, tels que des arbres ou des bâtiments, comme montré schématiquement sur la figure 2. Il est cependant souvent nécessaire de maintenir au moins une distance de sécurité minimum critique Cmin afin d'éviter la formation d'arcs à partir d'une portée de câble suspendu/ancré d'une ligne électrique haute tension aérienne.Each span 2 has an arrow S which will increase with the average temperature Tc of the cable, since the thermal expansion increases the length of the cable between the successive towers 3. Increase the deflection of a suspended / anchored cable range decreases always the safety distance C of the cable from the ground or any obstacle above the ground, such as trees or buildings, as shown schematically in Figure 2. It is however often necessary to maintain at least a safe distance critical minimum Cmin to avoid arcing from a suspended / anchored cable span of an overhead high voltage power line.

[0043] Il est également nécessaire de maintenir la température du conducteur en dessous d'une valeur maximum critique pour éviter la dégradation du conducteur (et des accessoires).It is also necessary to maintain the conductor temperature below a critical maximum value to prevent degradation of the driver (and accessories).

[0044] Divers procédés pour mesurer cette flèche S sont à la disposition de l'homme du métier. Par exemple, le brevet susmentionné US 8,184,015 divulgue un procédé pour mesurer cette flèche S en analysant le mouvement détecté par le dispositif autonome 4.Various methods for measuring this arrow S are available to the skilled person. For example, the aforementioned US Pat. No. 8,184,015 discloses a method for measuring this arrow S by analyzing the movement detected by the autonomous device 4.

[0045] La flèche S peut être tracée en fonction du temps ou du courant ou de nombreuses autres variables.The arrow S can be plotted against time or current or many other variables.

[0046] Une courbe générique est la flèche en fonction du carré du courant, ou avec un exposant de celui-ci très proche de 2. Différentes courbes peuvent être obtenues en fonction de la vitesse de vent réelle, de la température ambiante et du rayonnement solaire, comme montré aux figures 3, 4 et 5, respectivement.A generic curve is the arrow depending on the square of the current, or with an exponent thereof very close to 2. Different curves can be obtained depending on the actual wind speed, the ambient temperature and the radiation. solar, as shown in Figures 3, 4 and 5, respectively.

[0047] La figure 3 montre une flèche de conducteur type en fonction du courant électrique circulant dans la ligne pour différentes vitesses de vent réelles. Simulation de modèle thermique IEEE : Ta = 25 °C ; PSUn = 1.000 W/m2 ; vitesse de vent réelle = 0,5 (-) , 2 ( — ), 5 (···) m/s ; la ligne horizontale épaisse représente la valeur de flèche à 75 °C = 13,73 m.Figure 3 shows a typical conductor arrow as a function of the electric current flowing in the line for different real wind speeds. IEEE thermal model simulation: Ta = 25 ° C; PSUn = 1,000 W / m2; actual wind speed = 0.5 (-), 2 (-), 5 (···) m / s; the thick horizontal line represents the arrow value at 75 ° C = 13.73 m.

[0048] La figure 4 montre la flèche en fonction du carré du courant qui circule. Modèle IEEE : Psun = 0 W/m2. Effets mélangés des paramètres de vitesse de vent réelle (0,5 (-) , 2 ( — ), 5 () m/s) et de température ambiante (5 °C (triangle) et 25 °C) ; la ligne horizontale épaisse représente la valeur de flèche à 75 °C = 13,73 m. Pour la même vitesse de vent réelle, le coefficient angulaire est quasi-identique indépendamment de la température ambiante.Figure 4 shows the arrow as a function of the square of the current flowing. IEEE model: Psun = 0 W / m2. Mixed effects of actual wind speed parameters (0.5 (-), 2 (-), 5 () m / s) and ambient temperature (5 ° C (triangle) and 25 ° C); the thick horizontal line represents the arrow value at 75 ° C = 13.73 m. For the same actual wind speed, the angular coefficient is almost identical regardless of the ambient temperature.

[0049] La figure 5 montre la flèche en fonction du carré du courant qui circule. Modèle IEEE : Ta = 25 °C. Effets mélangés des paramètres de vitesse de vent réelle (0,5 (-), 2 (--) , 5 () m/s) et de rayonnement solaire (0 et 1.000 (□) W/m2) ; la ligne horizontale épaisse représente la valeur de flèche à 75 °C = 13,73 m. Pour la même vitesse de vent réelle, le coefficient angulaire est quasi-identique indépendamment du rayonnement solaire.Figure 5 shows the arrow as a function of the square of the current flowing. IEEE model: Ta = 25 ° C. Mixed effects of actual wind speed parameters (0.5 (-), 2 (-), 5 () m / s) and solar radiation (0 and 1.000 (□) W / m2); the thick horizontal line represents the arrow value at 75 ° C = 13.73 m. For the same actual wind speed, the angular coefficient is almost identical regardless of solar radiation.

[0050] L'effet du rayonnement solaire ainsi que l'effet de la température ambiante sont au fond un décalage vertical (pour une vitesse de vent réelle donnée) , avec une erreur type inférieure à 5 % sur l'ampacité calculée pour une flèche maximum correspondant à 75 °C si l'on considère la flèche en fonction de I2, comme montré aux figures 4 et 5. Cela signifie que le taux de changement de la courbe (qui est au fond une droite si l'abscisse est choisie en tant que carré du courant avec un ajustement correct avec un R carré supérieur à 0,995) ne dépend pratiquement pas du rayonnement solaire ni de la température ambiante.The effect of solar radiation and the effect of the ambient temperature are basically a vertical offset (for a given actual wind speed), with a standard error of less than 5% on the calculated ampacity for an arrow maximum corresponding to 75 ° C if we consider the arrow in function of I2, as shown in Figures 4 and 5. This means that the rate of change of the curve (which is basically a straight line if the abscissa is chosen in as a square of the current with a correct adjustment with a square R greater than 0.995) is practically independent of solar radiation and ambient temperature.

[0051] La relation linéaire apparente entre la flèche et le carré du courant n'est pas valide stricto sensu. En fait, la résistivité du conducteur augmente légèrement avec l'augmentation du courant qui circule, étant donné que celle-ci modifie la température du conducteur. La perte de chaleur rayonnée augmente aussi avec l'augmentation du courant qui circule, étant donné que celle-ci modifie la température du conducteur. Un autre effet est que la rigidité géométrique de la flèche change avec la flèche elle-même. Enfin et surtout, la dilatation du conducteur avec la température n'est pas totalement linéaire, particulièrement pour les conducteurs HTLS3 et ACSR4 et au niveau du « point de coude >>5, mais il existe des corrections dans ces cas-là, 3 HTLS = conducteur à faible flèche et à haute température 4 ACSR = conducteur en aluminium renforcé avec de l'acier 5 Le point de coude est lié à différents coefficients de dilatation dans certains conducteurs, lorsqu'ils sont bi-matériaux (par exemple aluminium et acier dans l'ACSR ou aluminium-âme composite dans le HTLS) . La flèche en fonction de la courbe de température de conducteur présente alors un tel coude à une température de conducteur spécifique, qui n'évolue pas de manière significative sur une période de quelques jours dans des conditions normales. Au-delà de cette température de conducteur, comme il sera détaillé plus avant dans ce document. Mais ces effets sont très limités, il y a des compensations étant donné que certains effets augmentent légèrement le taux de changement de la flèche, tandis que d'autres le diminuent légèrement et, combinés, l'effet global est extrêmement limité en termes d'évaluation d'ampacité.The apparent linear relationship between the arrow and the square of the current is not valid stricto sensu. In fact, the resistivity of the conductor increases slightly with the increase of the circulating current, since this changes the temperature of the conductor. The radiated heat loss also increases with the increase of the circulating current, since this changes the temperature of the conductor. Another effect is that the geometric rigidity of the arrow changes with the arrow itself. Last but not least, driver expansion with temperature is not totally linear, especially for HTLS3 and ACSR4 conductors and at the "bend point" 5, but there are corrections in these cases, 3 HTLS = low-sag and high-temperature conductor 4 ACSR = steel-reinforced aluminum conductor 5 The elbow point is related to different coefficients of expansion in some conductors, when they are bi-materials (eg aluminum and steel in the ACSR or aluminum-composite core in the HTLS). The arrow as a function of the conductor temperature curve then has such a bend at a specific conductor temperature, which does not change significantly over a period of a few days under normal conditions. Beyond this driver temperature, as will be detailed further in this document. But these effects are very limited, there are compensations as some effects slightly increase the rate of change of the arrow, while others slightly decrease it and, combined, the overall effect is extremely limited in terms of ampacity evaluation.

[0052] Le procédé utilisé ici est basé sur le comportement réel de la ligne au lieu d'être basé sur des modèles et des données (parfois incertaines). Il est donc valable pour n'importe quel cas de constitution de section multi-portée, comprenant la présence d'une longueur de portée (très) inégale au sein d'une section de ligne, de portées à niveaux (très) différents, etc.The method used here is based on the actual behavior of the line instead of being based on models and data (sometimes uncertain). It is therefore valid for any case of constitution of multi-scope section, including the presence of a length of (very) unequal range within a line section, levels (very) different levels, etc. .

[0053] Ainsi, autour d'une valeur de flèche donnée (ou d'une autre variable mesurée), le taux de changement de la flèche (ou d'une autre variable mesurée) par rapport au carré du courant de charge qui circule, dépend presque uniquement de la vitesse de vent réelle. Connaître le taux de changement de la flèche par rapport au courant élevé au carré permet de calculer l'ampacité comme décrit ci-après.Thus, around a given arrow value (or another measured variable), the rate of change of the arrow (or of another measured variable) with respect to the square of the circulating load current, depends almost solely on the actual wind speed. Knowing the rate of change of the arrow relative to the current squared can be used to calculate the ampacity as described below.

[0054] Une fois le capteur installé, il faut d'abord quelques mois d'observations pour établir la courbe de « taux de changement » citée entière, vu qu'il faut observer différents événements avec différentes vitesses de vent réelles et différents courants de charge. Un chien de garde permanent de ces pentes peut être établi afin de détecter tout changement anormal de ces données dû à des situations anormales (glissement dans les pinces, fils rompus, mouvement de tour, présence de neige, givre, etc.).Once the sensor installed, it is first necessary a few months of observations to establish the curve "rate of change" quoted whole, since it is necessary to observe different events with different real wind speeds and different currents of charge. A permanent watchdog of these slopes can be established to detect any abnormal change in these data due to abnormal situations (slip in the clamps, broken wires, turn movement, presence of snow, frost, etc.).

[0055] Un événement est défini par un quadruplet : - la variable mesurée par le capteur, - le courant qui circule, le taux de changement de la flèche (en fonction de la température de conducteur) est plus faible. - la vitesse de vent réelle, - la température ambiante.An event is defined by a quadruplet: - the variable measured by the sensor, - the current flowing, the rate of change of the arrow (depending on the conductor temperature) is lower. - the actual wind speed, - the ambient temperature.

Une variable secondaire, si elle est disponible, est le rayonnement solaire. Les événements retenus sont des événements avec une fréquence d'échantillonnage d'environ une minute ou un petit peu plus grande en fonction de la fréquence d'échantillonnage utilisée par le capteur, mais un événement est généralement compris dans un laps de temps inférieur à environ 10 minutes.A secondary variable, if available, is solar radiation. The events selected are events with a sample rate of about one minute or a little bit larger depending on the sampling frequency used by the sensor, but an event is usually within a time of less than about 10 minutes.

[0056] Nous ne détaillerons ici que le cas où la flèche est la « variable mesurée par le capteur ». L'adaptation à toute autre variable d'intérêt peut être facilement déduite. Par exemple, l'inverse de la tension dans le conducteur ou la température du conducteur peut être utilisé au lieu de la flèche si la tension est une sortie directe du capteur. Les limites correspondantes pour l'ampacité (tension minimum ou température de conducteur maximum) seront ensuite utilisées ultérieurement au lieu de la réserve de flèche. Néanmoins, certaines de ces sorties, telles que la tension de conducteur, nécessiteraient des données supplémentaires et une modélisation, ce qui peut ne pas être le cas si la flèche est une sortie du capteur. En particulier, le capteur décrit dans le brevet US 8,184,015 ne nécessite pas de données externes pour calculer la flèche.We will detail here only the case where the arrow is the "variable measured by the sensor". Adaptation to any other variable of interest can be easily deduced. For example, the inverse of the voltage in the conductor or the temperature of the conductor can be used instead of the arrow if the voltage is a direct output of the sensor. The corresponding limits for the ampacity (minimum voltage or maximum conductor temperature) will then be used later instead of the arrow reserve. Nevertheless, some of these outputs, such as driver voltage, would require additional data and modeling, which may not be the case if the arrow is an output of the sensor. In particular, the sensor described in US Pat. No. 8,184,015 does not require external data to calculate the arrow.

[0057] Le procédé consiste en trois étapes principales successives de : 1) déterminer la relation flèche-température de conducteur, uniquement sur la base d'observations de flèche et de température ambiante concomitantes. En utilisant cette relation pour mettre à jour tous les « quadruplets » en « triplets », la température ambiante et la flèche peuvent être fusionnées en une « flèche de portée ajustée », qui est la valeur de flèche à une température ambiante constante donnée ; 2) déterminer le taux de changement de la flèche de portée ajustée par rapport au courant élevé au carré (ou avec un exposant très proche de 2) . Ce taux de changement est appelé tan(a) ; 3) calculer l'ampacité en utilisant tan(a) et la réserve de flèche.The method consists of three main successive steps of: 1) determining the arrow-temperature conductor relationship, solely on the basis of concomitant arrow and ambient temperature observations. Using this relationship to update all "quadruplets" into "triplets", the ambient temperature and the arrow can be merged into an "adjusted range arrow," which is the arrow value at a given constant room temperature; 2) determine the rate of change of the adjusted range deflection relative to the squared current (or with an exponent very close to 2). This rate of change is called tan (a); 3) calculate the ampacity using tan (a) and the arrow reserve.

Ces trois étapes sont développées davantage ci-dessous. Etape 1 [0058] La mémorisation de données est de préférence limitée aux observations de nuit, étant donné que l'effet du rayonnement solaire est alors annulé, mais les observations de jour pourraient également être utilisées si le rayonnement solaire peut être raisonnablement quantifié et si tous les points peuvent être corrigés pour annuler l'effet du rayonnement solaire sur la flèche. La relation entre la flèche et la température ambiante peut être obtenue sans aucune donnée de conducteur ni de section, en prenant les points d'observation (flèche, température ambiante) comme détaillé sur la figure 6. En fait, les points mesurés (flèche, température ambiante) donnent un nuage avec une courbe de limite inférieure cubique (en fait quasi-linéaire) . Tous les points sur cette ligne sont liés à des apparitions de flèches plus grandes dues au réchauffement solaire et à l'effet Joule. Les rares points en dessous de cette marge inférieure reflètent un comportement singulier sans intérêt pour ces examens. Ainsi, la courbe de limite inférieure représente les points pour lesquels la température moyenne de conducteur est égale à la température ambiante. La figure 6 montre une telle sortie type.These three steps are further developed below. Step 1 [0058] The storage of data is preferably limited to night observations, since the effect of solar radiation is then canceled, but day observations could also be used if the solar radiation can be reasonably quantified and if all points can be corrected to cancel the effect of solar radiation on the arrow. The relationship between the arrow and the ambient temperature can be obtained without any driver or section data, taking the observation points (arrow, ambient temperature) as detailed in Figure 6. In fact, the points measured (arrow, ambient temperature) give a cloud with a lower cubic limit curve (in fact quasi-linear). All points on this line are related to larger arrow appearances due to solar warming and the Joule effect. The few points below this lower margin reflect a singular behavior of no interest for these exams. Thus, the lower limit curve represents the points for which the average conductor temperature is equal to the ambient temperature. Figure 6 shows such a typical output.

[0059] Plus spécifiquement, la figure 6 montre la flèche en fonction de la température ambiante pendant plusieurs mois (étape 1) . La courbe d'ajustement cubique de limite inférieure (droite en trait plein) est également donnée sur la figure 6 (o).More specifically, FIG. 6 shows the arrow as a function of the ambient temperature for several months (step 1). The lower limit cubic adjustment curve (straight line) is also given in Figure 6 (o).

[0060] Les paramètres d'ajustement linéaire dans ce cas sont selon : f = a.x + b, où f est la flèche, x est la température ambiante, a = 0,053 [m/K] et b = 9,98 [m] ; a = tan(ai) comme mentionné dans la description. Cet ajustement est également une image de l'équation de changement d'état observé sur site (comme détaillé dans le document de Kiessling et al., ibid., chapitre 14, pages 546 à 553).The linear adjustment parameters in this case are as follows: f = ax + b, where f is the arrow, x is the ambient temperature, a = 0.053 [m / K] and b = 9.98 [m] ; a = tan (ai) as mentioned in the description. This adjustment is also an image of the on-site state change of state equation (as detailed in Kiessling et al., Ibid., Chapter 14, pages 546-553).

[0061] Ainsi, un ajustement cubique (ou quasi linéaire) sur la limite inférieure fournit en réalité la relation flèche-température de conducteur recherchée (au moins valable dans la plage de température ambiante, la seule utilisée dans la présente invention). Ceci, à son tour, donne le facteur de correction nécessaire pour ajuster la valeur de flèche à une température ambiante de référence prédéterminée identique. La température de référence peut être choisie par exemple comme la médiane de l'ensemble de données de température ambiante (par exemple 10 °C) pour réduire à un minimum l'erreur absolue moyenne, et ainsi l'erreur d'approximation. Cela permet de passer du quadruplet initial cité ci-dessus à un triplet (flèche ajustée, courant qui circule, vitesse de vent réelle) , réduisant ainsi la taille de la base de données.Thus, a cubic (or quasi-linear) adjustment on the lower limit actually provides the wanted arrow-temperature of conductor relationship (at least valid in the ambient temperature range, the only one used in the present invention). This, in turn, gives the correction factor necessary to adjust the arrow value to an identical predetermined reference ambient temperature. The reference temperature can be chosen for example as the median of the set of ambient temperature data (eg 10 ° C) to minimize the average absolute error, and thus the approximation error. This makes it possible to switch from the initial quadruplet cited above to a triplet (adjusted arrow, current flowing, actual wind speed), thus reducing the size of the database.

[0062] Les triplets ainsi obtenus sont de préférence regroupés par plages de vitesses de vent réelles. Ces plages sont choisies en utilisant un petit intervalle pour les faibles vitesses de vent réelles vu que l'ampacité est plus sensible pour les plages de faibles vitesses de vent, par exemple 0à0,5 ; 0,5 à 1 ; 1 à 1,5 ; 1,5 à 2 ; 2à3 ; 3 à 5 ; 5 à 7 ; etc. (unité : m/s).The triplets thus obtained are preferably grouped by actual wind speed ranges. These ranges are chosen using a small range for the low real wind speeds since the ampacity is more sensitive for low wind speed ranges, for example 0 to 0.5; 0.5 to 1; 1 to 1.5; 1.5 to 2; 2-3; 3 to 5; 5 to 7 ; etc. (unit: m / s).

Etape 2 [0063] La figure 7 montre un exemple de ces données sélectionnées et regroupées à l'étape 1. Chaque ensemble de points correspondant à une plage de vitesses de vent réelles est ensuite ajusté par une régression linéaire. La figure 7 montre environ deux années de données.Step 2 [0063] Figure 7 shows an example of these selected and grouped data in Step 1. Each set of points corresponding to a range of actual wind speeds is then adjusted by linear regression. Figure 7 shows approximately two years of data.

[0064] Plus spécifiquement, la figure 7 montre la flèche de portée ajustée en fonction du carré du courant qui circule pour diverses classes de vitesses de vent réelles.[0064] More specifically, FIG. 7 shows the adjusted range arrow as a function of the square of the current flowing for various classes of actual wind speeds.

[0065] L'ajustement linéaire dans ce cas est : f = a.x + b, où f est la flèche de portée ajustée, x est le courant élevé au carré, et le paramètre 'a' trouvé est en réalité la valeur de tan(a2) [m/A2] recherchée pour cette classe de vitesses de vent.The linear adjustment in this case is: f = ax + b, where f is the adjusted range arrow, x is the squared current, and the parameter 'a' found is actually the value of tan ( a2) [m / A2] sought for this class of wind speeds.

[0066] Sur la figure 7.1, pour ajuster la flèche de portée, toutes les valeurs de flèche ont été décalées à une température ambiante identique de 10 °C, choisie comme la médiane de l'ensemble de données de température ambiante. Le décalage de la flèche est obtenu grâce à la relation cubique (quasi-linéaire) déterminée à l'étape 1, et montrée sur la figure 6.In FIG. 7.1, to adjust the span deflection, all arrow values were shifted to an identical room temperature of 10 ° C, chosen as the median of the ambient temperature data set. The offset of the arrow is obtained thanks to the cubic relation (quasi-linear) determined in step 1, and shown in FIG.

[0067] La figure 7.2 montre des détails pour la plage de vitesses de vent réelles la plus faible (0,5 à 1 m/s).[0067] Figure 7.2 shows details for the lowest real wind speed range (0.5 to 1 m / s).

[0068] Plus généralement, quelques enregistrements mensuels sont suffisants. En particulier, des valeurs satisfaisantes pour tan(a2) ont été obtenues sur la période d'échantillonnage testée en considérant les événements représentatifs de trois mois consécutifs pour un courant dépassant un tiers de la puissance saisonnière pour 1,5 % du temps en moyenne. Seuls les échantillons de nuit ont été pris en considération.More generally, some monthly records are sufficient. In particular, satisfactory values for tan (a2) were obtained over the sampling period tested by considering the representative events of three consecutive months for a current exceeding one third of the seasonal power for 1.5% of the time on average. Only night samples were taken into consideration.

[0069] La figure 8 montre la convergence vers les valeurs finales de tan(a2) ou la valeur finale pour le paramètre 'a' de l'ajustement linéaire décrit à l'étape 2 (voir la figure 7.2) en fonction du nombre d'échantillons pour la classe de vent (0,5 à 1 m/s) . Le paramètre 'a' est la valeur de tan(a,2) recherchée, la valeur finale obtenue après 30 mois est montrée (droite horizontale en trait plein), avec des limites de ± 15 % autour de la valeur de convergence finale (droites tiretées) . Cet exemple représente la convergence pour trois moins consécutifs pour la classe de vent (0,5 à 1 m/s). Trois mois est également la durée type nécessaire pour obtenir une convergence satisfaisante pour toutes les classes de vent, vu qu'il y a suffisamment d'apparitions (> 1,5 %) de courant élevé (> 30 % de I_nominal) pendant la nuit.FIG. 8 shows the convergence towards the final values of tan (a2) or the final value for the parameter 'a' of the linear adjustment described in step 2 (see FIG. 7.2) as a function of the number of samples for the wind class (0.5 to 1 m / s). The parameter 'a' is the value of tan (a, 2) sought, the final value obtained after 30 months is shown (horizontal line in solid line), with limits of ± 15% around the final convergence value (straight dashes). This example represents the convergence for three less consecutive for the wind class (0.5 to 1 m / s). Three months is also the typical time required to achieve satisfactory convergence for all wind classes, since there are enough appearances (> 1.5%) of high current (> 30% of I_nominal) during the night. .

[0070] La dispersion des données autour de l'ajustement linéaire (limitée à environ ± 10 cm) comprend des transitoires et des erreurs de mesure en plus de la largeur de classe elle-même. Tous ces ajustements linéaires croisent l'axe des ordonnées près de la même valeur qui est évidemment la flèche sans charge à la température ambiante de référence choisie, sans rayonnement solaire incident.The dispersion of the data around the linear adjustment (limited to about ± 10 cm) includes transients and measurement errors in addition to the class width itself. All these linear adjustments intersect the y-axis near the same value which is obviously the arrow without load at the chosen reference room temperature, without incident solar radiation.

[0071] Le coefficient angulaire de l'ajustement des droites est le taux de changement de la flèche (en fonction du carré du courant qui circule), pour une valeur de vitesse de vent prise en tant que valeur moyenne de la plage de classes de vitesses de vent réelles.The angular coefficient of the adjustment of the straight lines is the rate of change of the arrow (as a function of the square of the current flowing), for a value of wind speed taken as the average value of the range of classes of actual wind speeds.

[0072] Plus la vitesse de vent est faible, plus le taux de changement est élevé. La figure 9 montre une telle courbe ajustée sur des données expérimentales telles qu'obtenues sur site avec le capteur décrit dans le brevet US 8,184,015 et la publication internationale WO 2014/090416 susmentionnés. Une fois que cette courbe a été obtenue expérimentalement pour chaque portée surveillée, l'ampacité peut être facilement calculée à tout moment pour n'importe quelle portée surveillée, à condition que le triplet de données correspondant soit disponible.The lower the wind speed, the higher the rate of change. FIG. 9 shows such a curve adjusted on experimental data as obtained on site with the sensor described in US Pat. No. 8,184,015 and the international publication WO 2014/090416 mentioned above. Once this curve has been obtained experimentally for each monitored range, the ampacity can easily be calculated at any time for any monitored range, provided that the corresponding data triplet is available.

[0073] Ce taux de changement en fonction de la vitesse de vent réelle peut être mémorisé dans une base de données jusqu'à ce que suffisamment de points soient disponibles pour générer un ajustement de courbe du taux de changement en fonction de la vitesse de vent réelle (comme montré sur la figure 9).This rate of change as a function of the actual wind speed can be stored in a database until enough points are available to generate a curve fit of the rate of change as a function of the wind speed. real (as shown in Figure 9).

[0074] Le taux de changement, tel que montré sur la figure 9, peut être caractérisé par le coefficient angulaire de la droite (tan(a)). Ce coefficient angulaire inclut en fait l'effet multi-portée sur la sensibilité mécanique de l'évolution de flèche, l'effet des données de conducteur et de ligne, et les effets météorologiques, combinés.The rate of change, as shown in Figure 9, can be characterized by the angular coefficient of the line (tan (a)). This angular coefficient actually includes the multi-range effect on the mechanical sensitivity of the boom evolution, the effect of the driver and line data, and the weather effects, combined.

[0075] Nous validons le concept ci-dessous en ajoutant quelques considérations théoriques.We validate the concept below by adding some theoretical considerations.

[0076] Un taux de changement type, donné par tan (oc), en fonction de la vitesse de vent réelle est tracé sur la figure 9. La courbe théorique, obtenue à partir du modèle IEEE comme détaillé dans la norme IEEE 738-2006 - IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors, IEEE Power Engineering Society, 2007, est tracée avec une courbe ajustée sur les données expérimentales (par le procédé des moindres carrés) . Il est rare dans la pratique de pouvoir tracer une telle courbe en relation directe avec les données réelles de la ligne, mais elle a été obtenue ici grâce à une analyse minutieuse et des mesures sur site. La courbe théorique n'est pas nécessaire pour cette présentation, étant donné que le procédé décrit n'est PAS basé sur les aspects quantitatifs de la courbe théorique (certains aspects qualitatifs peuvent être utilisés à la place), mais sur des données mesurées réelles. La courbe théorique a été tracée à des fins d'information et de validation du procédé décrit dans la présente description.A typical change rate, given by tan (oc), as a function of the actual wind speed is plotted in FIG. 9. The theoretical curve, obtained from the IEEE model as detailed in the IEEE 738-2006 standard. - IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors, IEEE Power Engineering Society, 2007, is plotted with a curve fitted to the experimental data (by the least squares method). It is rare in practice to be able to draw such a curve in direct relation to the real data of the line, but it has been obtained here thanks to a careful analysis and measurements on site. The theoretical curve is not necessary for this presentation, since the method described is NOT based on the quantitative aspects of the theoretical curve (some qualitative aspects may be used instead), but on actual measured data. The theoretical curve has been drawn for information and validation purposes of the process described in the present description.

[0077] La courbe tan(a) mesurée en fonction de la vitesse de vent réelle est ensuite déduite par ajustement des moindres carrés. L'analyse IEEE basée sur des observations empiriques à long terme a en fait fixé l'exposant de la vitesse du vent (dans le terme d'effet de refroidissement du vent) à 0,52 pour les « faibles vitesses de vent » (norme IEEE 738-2006 - IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors. IEEE Power Engineering Society, 2006, page 8, équation 3a), et à 0, 6 aux « vitesses de vent élevées ».The tan curve (a) measured as a function of the actual wind speed is then deduced by least squares adjustment. IEEE analysis based on long-term empirical observations has in fact set the exponent of wind speed (in the term of wind cooling effect) to 0.52 for "low wind speeds" (standard IEEE 738-2006 - IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors, IEEE Power Engineering Society, 2006, page 8, equation 3a), and at 0, 6 at "high wind speeds".

[0078] L'ajustement non linéaire de la courbe peut être effectué en utilisant cet exposant suivant l'équation (1) avec c = 0,52. L'ajustement peut également être évalué avec « c » en tant qu'inconnue, mais dans une plage de valeurs proche de 0,52 (plage généralement proche de 0,4 à 0,7) :The nonlinear adjustment of the curve can be performed using this exponent according to equation (1) with c = 0.52. The adjustment can also be evaluated with "c" as unknown, but in a range of values close to 0.52 (range generally close to 0.4 to 0.7):

(D où a et b sont des coefficients positifs, « a » allant généralement de 10~6 à 5 x 10-6 ; « b » allant généralement de 0,10 à environ 0,17. D'autres plages peuvent être facilement trouvées si v est exprimé en d'autres unités qu'en m/s. La figure 9 montre un exemple d'une telle courbe déduite de trois mois consécutifs d'observations de mesure « sur site ».(Where a and b are positive coefficients, "a" generally ranging from 10 ~ 6 to 5 x 10-6, "b" generally ranging from 0.10 to about 0.17.) Other ranges can be easily found if v is expressed in units other than m / s Figure 9 shows an example of such a curve derived from three consecutive months of "on-site" measurement observations.

[0079] La figure 9 montre tan(a2) à la fois en théorie et « tel qu'observé sur site » avec ses limites de 15 % autour de la courbe théorique. Comme indiqué ci-dessus, la courbe sur le site est obtenue en appliquant un ajustement paramétrique pondéré des points expérimentaux (o) avec l'équation :[0079] Figure 9 shows tan (a2) both in theory and "as observed on site" with its limits of 15% around the theoretical curve. As indicated above, the curve on the site is obtained by applying a weighted parametric adjustment of the experimental points (o) with the equation:

Ces points sont les valeurs de tan(a2) obtenues à l'étape 2 pour chaque classe de vitesses de vent réelles. Les paramètres trouvés ici sont les suivants : a = 2,349 x 10~6, b = 0,159 et c = 0,52 (c a été fixé à l'avance) .These points are the values of tan (a2) obtained in step 2 for each class of actual wind speeds. The parameters found here are: a = 2,349 x 10 ~ 6, b = 0,159 and c = 0,52 (c was set in advance).

Etape 3 [0080] L'ampacité peut ensuite être facilement calculée à partir de n'importe quelle mesure en temps réel : considérons une mesure caractérisant un couple (flèche, courant) pour une vitesse de vent réelle connue. Comme représenté sur la figure 10, P est le point défini par le couple (flèche, courant élevé au carré) dans le plan (flèche, carré du courant) dans le cas où le carré du courant a été choisi en abscisse. Nous recherchons d'abord le taux de changement de la flèche ( tan (a2)) pour la vitesse de vent réelle correspondante à partir de la courbe générique établie précédemment à l'étape 2 (figure 9).Step 3 [0080] The amplitude can then be easily calculated from any measurement in real time: consider a measurement characterizing a torque (arrow, current) for a known real wind speed. As shown in FIG. 10, P is the point defined by the torque (arrow, current squared) in the plane (arrow, square of the current) in the case where the square of the current has been chosen as abscissa. We first look for the rate of change of the arrow (tan (a2)) for the corresponding real wind speed from the generic curve previously established in step 2 (Figure 9).

[0081] Un triangle rectangle peut ensuite être tracé comme montré sur la figure 10. L'hypoténuse est définie par la droite passant par P avec la pente tan(a2) qui croise la flèche maximum admissible au point M. L'abscisse de M correspond à l'ampacité élevée au carré (A2) pour cette mesure. L'ampacité est simplement obtenue en calculant la racine carrée de cette abscisse (formule 2 ci-dessous).A right triangle can then be drawn as shown in FIG. 10. The hypotenuse is defined by the straight line passing through P with the slope tan (a2) which crosses the maximum permissible deflection at point M. The abscissa of M corresponds to the high square ampacity (A2) for this measurement. The ampacity is simply obtained by calculating the square root of this abscissa (formula 2 below).

[0082] Plus en détail, la figure 10 est une illustration d'un cas pratique d'évaluation de l'ampacité sur la base de la flèche maximum admissible (ou, d'une manière équivalente, de la distance de sécurité minimum admissible) pour une température ambiante et un rayonnement solaire donnés mais inconnus, et pour une vitesse de vent réelle donnée et connue (prise ici à 2 m/s). Ceci est un exemple d'application de la description qui montre un triangle rectangle avec un côté égal à la réserve de flèche (DF) et à l'opposé de celui-ci l'angle a.2, illustrant le taux de changement de la flèche par rapport au courant élevé au carré pour la vitesse de vent réelle donnée. L'ampacité élevée au carré est déduite à partir de l'abscisse du point d'intersection entre (i) la droite (droite en trait plein) passant par le point de mesure (point P) , avec une pente égale au taux de changement de flèche tan(a2) à la vitesse de vent réelle connue, et (ii) la flèche maximum admissible. Une courbe théorique possible est également montrée (courbe en pointillés : Ta = 20 °C, Psun = 600 W/m2, veff = 2 m/s) .[0082] In more detail, FIG. 10 is an illustration of a practical case of assessing the ampacity on the basis of the maximum allowable deflection (or, in an equivalent manner, of the minimum acceptable safety distance). for a given and unknown ambient temperature and solar radiation, and for a given actual and known wind speed (taken here at 2 m / s). This is an example of application of the description which shows a right triangle with a side equal to the arrow reserve (DF) and the opposite of it the angle a.2, illustrating the rate of change of the arrow relative to the current squared for the actual wind speed given. The high ampacity squared is derived from the abscissa of the intersection point between (i) the straight line (solid line) passing through the measurement point (point P), with a slope equal to the rate of change arrow tan (a2) at the known actual wind speed, and (ii) the maximum allowable deflection. A possible theoretical curve is also shown (dashed curve: Ta = 20 ° C, Psun = 600 W / m2, veff = 2 m / s).

[0083] Ceci est valable pour n'importe quel rayonnement solaire et n'importe quelle température ambiante (sans qu'il soit nécessaire de connaître leurs valeurs) étant donné que le taux de changement de la flèche ne dépend pratiquement pas de ces valeurs.This is valid for any solar radiation and any ambient temperature (without it being necessary to know their values) since the rate of change of the arrow does not depend substantially on these values.

[0084] En utilisant la réserve de flèche (DF) réelle, le courant réel (I) qui circule dans la ligne et, pour la vitesse de vent réelle, tan (a), 1'ampacité réelle de la ligne est :Using the actual arrow reserve (DF), the actual current (I) flowing in the line and, for the actual wind speed, tan (a), the actual amperage of the line is:

(2) bien entendu, en utilisant un système d'unités cohérent, par exemple avec le courant et 1'ampacité en ampères, la flèche et la réserve de flèche en mètres, tan(cc2) peut être remplacé par a.2 étant donné que a est très petit (ordre d'amplitude ΙΟ“6 m/A2) .(2) of course, using a coherent system of units, for example with amperage current and amperage, boom and arrow reserve in meters, tan (cc2) can be replaced by a.2 given that a is very small (order of amplitude ΙΟ "6 m / A2).

Entre parenthèses, l'erreur maximum sur la détermination de 1'ampacité peut être facilement déduite à partir de la formule (2) où les variables sont considérées comme étant indépendantes (nous négligeons l'erreur sur le courant qui circule et remplaçons tan(a) par a) :In parentheses, the maximum error on the determination of the ampacity can be easily deduced from the formula (2) where the variables are considered to be independent (we neglect the error on the circulating current and replace tan (a). ) by a):

(3) [0085] Où l'erreur relative sur le terme a peut être exprimée en fonction de la vitesse de vent réelle en utilisant la formule (1) :(3) [0085] Where the relative error on the term a can be expressed as a function of the actual wind speed using the formula (1):

(4) [0086] À titre d'exemple, si on peut obtenir une erreur sur la flèche due à la sensibilité du capteur à environ 2 %, alors une erreur de 5 % sur l'ampacité serait liée à une erreur de 8 % sur le taux de changement a (en utilisant la formule 3) ou une erreur relative admissible sur la vitesse du vent proche de 1 m/s d'environ 18 % (en utilisant la formule 4).(4) [0086] By way of example, if an error on the arrow due to the sensor sensitivity can be obtained at about 2%, then a 5% error on the ampacity would be linked to an error of 8% on rate of change a (using formula 3) or a permissible relative error on wind speed close to 1 m / s of about 18% (using formula 4).

Cas particulier [0087] Considérons le cas où l'ampacité est déterminée d'abord par la température de conducteur maximum au lieu de la flèche maximum, en particulier pour les conducteurs à faible flèche et à haute température (HTLS).Specific case [0087] Consider the case where the ampacity is determined firstly by the maximum conductor temperature instead of the maximum deflection, in particular for low-sag and high-temperature (HTLS) conductors.

[0088] Parfois, en ce qui concerne les conducteurs HTLS, l'ampacité n'est pas nécessairement couplée à la flèche maximum (ce qui doit néanmoins être vérifiée comme il sera détaillé ultérieurement) , mais à la température de conducteur maximum admissible, qui nécessitera davantage de considérations comme détaillé ci-dessous.Sometimes, as regards the HTLS conductors, the ampacity is not necessarily coupled to the maximum deflection (which must nevertheless be verified as will be detailed later), but at the maximum permissible conductor temperature, which will require further considerations as detailed below.

[0089] Le mode de réalisation suivant est basé sur les valeurs de flèche pouvant être obtenues par le capteur. Dans le cas du capteur de mesure de tension, la flèche peut être déduite de la tension et le procédé détaillé ci-dessous est inchangé. Dans le cas du capteur de température de conducteur, la procédure peut être simplifiée étant donné que le facteur ß (détaillé dans la procédure ci-dessous) est obtenu directement et que certaines étapes de la procédure peuvent être omises.The following embodiment is based on the arrow values obtainable by the sensor. In the case of the voltage measuring sensor, the arrow can be deduced from the voltage and the method detailed below is unchanged. In the case of the conductor temperature sensor, the procedure can be simplified since the ß factor (detailed in the procedure below) is obtained directly and certain steps of the procedure can be omitted.

[0090] Dans ce cas, deux autres données de conducteur sont nécessaires : la résistance ohmique AC du conducteur par longueur unitaire Ro à une température de référence T0 donnée, et k, le coefficient de température de la résistance électrique.In this case, two other conductor data are necessary: the ohmic resistance AC of the conductor per unit length Ro at a given reference temperature T0, and k, the temperature coefficient of the electrical resistance.

[0091] Le taux de changement λ.β (défini sur la figure 11.3) est le taux de changement de la température de conducteur initiale en fonction du carré du courant (ou d'un exposant de celui-ci très proche de 2) . Il dépend de la vitesse de vent réelle comme montré sur la figure 11.3. Pour une vitesse de vent donnée, ce taux de changement est presque constant le long d'une plage importante de températures de conducteur (depuis la température ambiante à environ 75 °C, en fonction du type de conducteur) étant donné que généralement aucun point de coude n'est observé dans cette courbe en dessous de cette température de conducteur maximum admissible. À une température plus élevée, deux effets contradictoires influencent néanmoins la température du conducteur : la loi de rayonnement du conducteur (étant une fonction de T4 avec T en Kelvin) s'écarte de manière significative de son approximation linéaire pour favoriser le refroidissement du conducteur à une température de conducteur plus élevée, tandis que le changement de résistivité du conducteur (qui augmente généralement avec la température) induit davantage de chauffe du conducteur. Les deux effets peuvent se compenser l'un l'autre dans une certaine plage de température de conducteur, mais au-dessus d'une valeur donnée, l'augmentation de la résistivité a plus d'influence. Ces effets induisent tous deux un taux de changement progressivement légèrement plus grand qui peut être lissé par la formule suivante :The rate of change λ.β (defined in FIG. 11.3) is the rate of change of the initial conductor temperature as a function of the square of the current (or an exponent thereof very close to 2). It depends on the actual wind speed as shown in Figure 11.3. For a given wind speed, this rate of change is almost constant along a large range of conductor temperatures (from ambient temperature to about 75 ° C, depending on the type of conductor) since generally no elbow is observed in this curve below this maximum permissible conductor temperature. At a higher temperature, however, two contradictory effects influence the driver's temperature: the driver's radiation law (being a function of T4 with T in Kelvin) deviates significantly from its linear approximation to favor the cooling of the conductor. a higher conductor temperature, while the resistivity change of the conductor (which generally increases with temperature) induces more driver heating. Both effects can compensate for each other within a certain driver temperature range, but above a given value, the increase in resistivity has more influence. These effects both induce a progressively slightly larger rate of change that can be smoothed by the following formula:

Taux de changement de température de conducteurConductor temperature change rate

(5) λ.β étant la valeur initiale du taux de changement dans la partie linéaire (β est évalué comme détaillé ultérieurement et dépend de la vitesse de vent réelle) , où « k » est le coefficient de température de la résistance électrique (généralement de 0,0036 à 0,004/°C pour les fils en aluminium), λ est un facteur de correction lié à la température de référence T0 (très souvent 20 °C) pour une résistance ohmique AC du conducteur (donnée par la formule 7) .(5) λ.β being the initial value of the rate of change in the linear part (β is evaluated as detailed later and depends on the actual wind speed), where "k" is the temperature coefficient of the electrical resistance (usually from 0.0036 to 0.004 / ° C for aluminum wires), λ is a correction factor related to the reference temperature T0 (very often 20 ° C) for an ohmic resistance AC of the conductor (given by formula 7) .

[0092] Autrement dit, la température de conducteur en fonction du carré du courant peut être écrite comme suit :In other words, the conductor temperature as a function of the square of the current can be written as follows:

(6)(6)

Tc0 étant la température de conducteur initiale sans charge électrique.Tc0 being the initial conductor temperature without electrical charge.

(7) [0093] Les approximations (5) et (6) sont valables jusqu'à environ 150 °C (figure 11.3). Au-delà de cette valeur, nous recommandons de continuer à utiliser les mêmes équations étant donné que l'évaluation correspondante sera toujours conservatrice pour la détermination de l'ampacité sur la base de la température de conducteur maximum.(7) [0093] The approximations (5) and (6) are valid up to about 150 ° C (Figure 11.3). Beyond this value, we recommend that you continue to use the same equations since the corresponding evaluation will always be conservative for the determination of the ampacity based on the maximum conductor temperature.

[0094] La figure 11 illustre le cas particulier des conducteurs HTLS ou ACSR, présentant un comportement à point de coude pour la flèche. Le point de coude a été fixé à 100 °C dans cet exemple. Un exemple d'évaluation de l'ampacité (A) sur la base de la température de conducteur maximum admissible (Tmax) est montré, A étant également donné par l'équation (9) ci-dessous dans la présente description.FIG. 11 illustrates the particular case of HTLS or ACSR conductors, exhibiting an elbow point behavior for the arrow. The bend point was set at 100 ° C in this example. An evaluation example of the ampacity (A) on the basis of the maximum allowable conductor temperature (Tmax) is shown, A being also given by equation (9) below in the present description.

[0095] La figure 11.1 est la flèche en fonction de la température de conducteur avec une pente de courbe en dessous du point de coude égale à ai. Elle est obtenue de la même manière que sur la figure 6. Dans ce cas, tan (ai) = 0,039 [m/K].FIG. 11.1 is the arrow as a function of the conductor temperature with a slope of curve below the point of elbow equal to ai. It is obtained in the same way as in Figure 6. In this case, tan (ai) = 0.039 [m / K].

[0096] La figure 11.2 est la flèche de la portée de conducteur en fonction du carré du courant qui circule, en fonction de la vitesse de vent réelle v, avec une pente de courbe en dessous du point de coude égale à tan(a2) « a2 qui est le même a2 que celui montré sur la figure 9.[0096] FIG. 11.2 is the deflection of the driver range as a function of the square of the current flowing, as a function of the actual wind speed v, with a slope of curve below the point of elbow equal to tan (a2) "A2 which is the same a2 as that shown in Figure 9.

[0097] La figure 11.3 est la température de conducteur en fonction du carré du courant qui circule avec un paramètre de pente λβ, en fonction de la vitesse de vent réelle v, avec λβ = tan (α2)/tan (ai) .[0097] FIG. 11.3 is the conductor temperature as a function of the square of the current flowing with a slope parameter λβ, as a function of the actual wind speed v, with λβ = tan (α2) / tan (ai).

[0098] Les courbes en pointillés sont calculées selon le modèle IEEE. Les courbes en trait plein sont une approximation utilisant op et a2. Tc0 est calculé en utilisant la formule (6) de la description. Le conducteur ACCR (Hawk 477) a les mêmes paramètres de ligne que dans le cas de base. Le point de coude est défini à 100 °C. La température de conducteur maximum admissible est fixée à 120 °C ; Ta = 25 °C ; Psun = 0 W/m2 ; les vitesses de vent réelles sont respectivement égales à 0,5, 2,5 m/s.The dashed curves are calculated according to the IEEE model. Curves in solid lines are an approximation using op and a2. Tc0 is calculated using formula (6) of the description. The ACCR driver (Hawk 477) has the same line parameters as in the base case. The bend point is set to 100 ° C. The maximum permissible conductor temperature is set at 120 ° C; Ta = 25 ° C; Psun = 0 W / m2; the actual wind speeds are respectively 0.5, 2.5 m / s.

[0099] Les augmentations de température de conducteur types (au-dessus de la valeur initiale) sont montrées sur la figure 11.3 par différentes plages de vitesses de vent réelles. L'équation 6 est également montrée sur la même figure et est tracée jusqu'à 150 °C. Sur la même figure, le modèle IEEE a également été utilisé pour la comparaison et la validation du procédé proposé.The typical driver temperature increases (above the initial value) are shown in Figure 11.3 by different actual wind speed ranges. Equation 6 is also shown in the same figure and is plotted up to 150 ° C. In the same figure, the IEEE model was also used for comparison and validation of the proposed process.

[0100] Si une réplique de conducteur est utilisée, Tc0 est connu sans aucun autre besoin. Sinon, la procédure suivante peut être appliquée afin de l'obtenir.[0100] If a driver replica is used, Tc0 is known without any other need. Otherwise, the following procedure can be applied to obtain it.

[0101] Pendant la nuit, la température de conducteur initiale sans charge (Tco) est la température ambiante Ta (si on néglige l'albédo). Pendant les jours ensoleillés, une correction doit être appliquée en fonction du rayonnement solaire et de la vitesse du vent. Si aucune information n'est disponible concernant le rayonnement solaire réel, une valeur théorique peut être utilisée vu qu'elle donnera une valeur conservatrice pour l'ampacité sur la base de la température de conducteur maximum. La température de conducteur initiale correspondante sans charge est ainsi calculée comme suit :During the night, the initial conductor temperature without load (Tco) is the ambient temperature Ta (if we neglect the albedo). During sunny days, a correction must be applied depending on solar radiation and wind speed. If no information is available on actual solar radiation, a theoretical value can be used as it will give a conservative value for the ampacity based on the maximum conductor temperature. The corresponding initial conductor temperature without load is thus calculated as follows:

(8) où « Sun », donné en W/m2, est le rayonnement solaire à l'emplacement. S'il n'est pas connu, une valeur maximum théorique peut être calculée en utilisant la formule détaillée dans la norme IEEE 738-2006 pour calculer les courant-température de conducteurs nus aériens, publiée en 2006, page 9, formules 8 et 9. Si l'albédo doit être inclus, il doit être inséré ici ; Ta est la température ambiante (°C) ; d est le diamètre externe du conducteur (m) ; as est l'absorptivité du conducteur (prendre 0,9 comme recommandé dans la brochure technique du CIGRE n° 299, page 22 - « Guide for sélection of weather parameters for bare overhead conductor ratings », publiée en 2006 ; R0 est la résistance ohmique AC du conducteur par longueur unitaire (Ω/m) à la fréquence du réseau (50 ou 60 Hz) . Il est donné à une température de référence T0 (plus généralement T0 = 20 °C) et ß est la partie principale du taux de changement de température de conducteur initiale détaillé ci-dessous. Il dépend de la vitesse de vent réelle.(8) where "Sun", given in W / m2, is the solar radiation at the location. If not known, a theoretical maximum value can be calculated using the formula detailed in the IEEE 738-2006 standard to calculate the overhead current-temperature of bare conductors, published in 2006, page 9, formulas 8 and 9 If the albedo must be included, it must be inserted here; Ta is the ambient temperature (° C); d is the outer diameter of the conductor (m); as is the absorptivity of the conductor (take 0.9 as recommended in the CIGRE technical brochure n ° 299, page 22 - "Guide for selection of weather parameters for bare overhead conductor ratings", published in 2006; R0 is ohmic resistance AC of the conductor per unit length (Ω / m) at the mains frequency (50 or 60 Hz) It is given at a reference temperature T0 (more generally T0 = 20 ° C) and ß is the main part of the Initial conductor temperature change detailed below It depends on the actual wind speed.

[0102] Le taux de changement de température de conducteur par rapport au carré du courant (formule 5) n'est pas affecté par le point de coude. En fait, il est guidé par 1'échauffement de la couche d'aluminium. Le taux de changement initial λ.β montré sur la figure 11.3 est le rapport entre deux autres taux de changement, λ.β = tan (0C2)/tan (ai) , qui sont connus de la présente description : (1) tan (ai) est le taux de changement de la flèche en fonction de la température de conducteur (ajustement linéaire montré sur la figure 6), avant d'atteindre le point de coude, le cas échéant (figure 11.1) ; (2) tan(a2) est le taux de changement de la flèche par rapport au carré du courant qui circule (figures 7 et 9) . Cette dernière valeur est également choisie avant d'atteindre le point de coude, le cas échéant (figure 11.2) .The rate of change of conductor temperature with respect to the square of the current (formula 5) is not affected by the point of elbow. In fact, it is guided by the heating of the aluminum layer. The initial rate of change λ.β shown in FIG. 11.3 is the ratio between two other rates of change, λ.β = tan (0C2) / tan (ai), which are known from the present description: (1) tan ( a) is the rate of change of the deflection as a function of the conductor temperature (linear adjustment shown in Figure 6), before reaching the point of elbow, if any (Figure 11.1); (2) tan (a2) is the rate of change of the arrow with respect to the square of the current flowing (Figures 7 and 9). This last value is also chosen before reaching the point of elbow, if any (Figure 11.2).

[0103] En utilisant la formule (1) pour tan(a2), λ peut être exprimé de manière analytique, uniquement en fonction de la vitesse de vent réelle, pour cette procédure.Using the formula (1) for tan (a2), λ can be expressed analytically, only as a function of the actual wind speed, for this procedure.

[0104] Le point de départ de la courbe de température de conducteur, à une circulation de courant nulle, est désigné Tc0, proche de la température ambiante, mais pas identique pendant les jours ensoleillés, comme détaillé ci-dessus par la formule (8).The starting point of the conductor temperature curve, at zero current flow, is designated Tc0, close to room temperature, but not identical during sunny days, as detailed above by the formula (8). ).

Calcul de l'ampacité sur la base de la température de conducteur maximum [0105] Connaissant la température de conducteur maximum disponible, Tmax, fixée par le fabricant de conducteur avec une marge acceptable, ou fixée par la loi, ou par le propriétaire de la ligne haute tension, l'ampacité liée à cette valeur est ensuite facilement obtenue, comme montré sur la figure 11.3, en résolvant l'équation (6) avec le courant qui circule « I » en tant qu'inconnue et Tc = Tmax. Elle dépend de la vitesse de vent réelle étant donné que β en dépend. Ainsi :Calculation of the ampacity based on the maximum conductor temperature Knowing the maximum available driver temperature, Tmax, set by the driver manufacturer with an acceptable margin, or set by law, or by the owner of the High voltage line, the ampacity related to this value is then easily obtained, as shown in Figure 11.3, solving the equation (6) with the current flowing "I" as unknown and Tc = Tmax. It depends on the actual wind speed since β depends on it. So :

(9) avec k en °C_1, β en °C/A2, les températures en °C, l'ampacité en ampères.(9) with k in ° C_1, β in ° C / A2, the temperatures in ° C, ampacity in amperes.

[0106] Des informations de sécurité redondantes peuvent être obtenues dans le cas du brevet US 8,184,015 avec une alerte de flèche indépendante. (Fin du cas particulier) .Redundant security information can be obtained in the case of US Patent 8,184,015 with an independent arrow alert. (End of the particular case).

[0107] La figure 12 représente l'évolution dans le temps de l'ampacité comparée au courant réel I sur une journée complète à la fois par la présente description et par le modèle théorique IEEE. La figure 13 représente la distribution cumulative de l'ampacité sur une puissance statique ou saisonnière d'une année en utilisant la présente description ou le modèle théorique IEEE. Les deux figures illustrent l'évolution du courant nominal maximum admissible Imax ou l'ampacité calculée en utilisant la présente invention à travers la même portée de câble suspendu/ancré 2 sur le même laps de temps. Comme montré sur ces figures, ce procédé offre un courant nominal dynamique qui est beaucoup plus élevé que le courant nominal statique sur la période de 24 heures entière. Cela peut, par exemple, aider à l'intégration de sources de puissance très variables dans le réseau électrique, et en particulier de sources de puissance renouvelables telles que des sources d'énergie éolienne.FIG. 12 represents the evolution over time of the ampacity compared with the real current I over a full day at the same time by the present description and by the theoretical IEEE model. Figure 13 represents the cumulative distribution of the ampacity on a static or seasonal power of a year using the present description or theoretical model IEEE. The two figures illustrate the evolution of the maximum permissible nominal current Imax or the ampacity calculated using the present invention across the same range of suspended / anchored cable 2 over the same period of time. As shown in these figures, this method provides a dynamic rated current that is much higher than the rated static current over the entire 24 hour period. This can, for example, assist in the integration of highly variable power sources into the electricity grid, and in particular renewable sources of power such as wind power sources.

[0108] En particulier, la figure 12 montre l'évolution dans le temps du courant nominal maximum admissible, calculé selon un procédé de la présente description (courbe en trait plein), comparé à une puissance saisonnière classique (droite tiretée), et avec le procédé IEEE utilisant des valeurs de flèche, des vitesses de vent réelles, des températures ambiantes mesurées et un rayonnement solaire déduit (courbe en pointillés).In particular, FIG. 12 shows the evolution over time of the maximum permissible nominal current, calculated according to a method of the present description (solid line curve), compared with a conventional seasonal power (straight dashed), and with the IEEE process using arrow values, actual wind speeds, measured ambient temperatures and deduced solar radiation (dotted line).

[0109] En particulier, la figure 13 montre un histogramme cumulatif du courant nominal maximum admissible sur plus d'un an, calculé selon un procédé de la présente description (courbe en trait plein), comparé au procédé IEEE utilisant des valeurs de flèche, des vitesses de vent réelles, des températures ambiantes mesurées et un rayonnement solaire déduit (courbe tiretée). En général, le procédé de la présente description fournit des courants nominaux maxima admissibles plus conservateurs que le procédé IEEE.In particular, FIG. 13 shows a cumulative histogram of the maximum nominal current admissible over more than one year, calculated according to a method of the present description (solid line curve), compared to the IEEE method using arrow values, actual wind speeds, measured ambient temperatures and deduced solar radiation (dashed curve). In general, the method of the present disclosure provides permissible maximum nominal currents that are more conservative than the IEEE process.

[0110] Le courant nominal maximum admissible Imax peut être calculé pour au moins chaque portée de câble suspendu/ancré 2 critique de la ligne haute tension 1. La valeur la plus faible de cet ensemble de courants nominaux maxima admissibles Imax pour ces portées de câble suspendu/ancré 2 individuelles indique la liaison la plus contrainte dans la ligne haute tension 1. Cette valeur est par conséquent le courant nominal maximum admissible pour la ligne haute tension 1 entière, qui sera utilisé pour limiter le courant électrique fourni à travers la ligne haute tension 1.The maximum permissible rated current Imax can be calculated for at least each cable line suspended / anchored 2 critical of the high voltage line 1. The lowest value of this set of maximum nominal currents Imax for these cable reaches 2 individual suspended / anchored indicates the most constrained connection in the high voltage line 1. This value is therefore the maximum permissible rated current for the entire high voltage line 1, which will be used to limit the supplied electric current through the high line. voltage 1.

[0111] L'ampacité prévue à long terme peut être calculée avec le même procédé, une fois que le taux de changement en fonction de la vitesse de vent réelle a été obtenu pour la ligne haute tension. Dans ce cas, la vitesse réelle prévue est nécessaire pour la période requise. La manière de produire cette vitesse de vent réelle prévue et d'autres données météorologiques nécessaires n'est pas incluse dans la présente description.The expected long-term ampacity can be calculated with the same method, once the rate of change as a function of the actual wind speed has been obtained for the high-voltage line. In this case, the actual expected speed is required for the required period. The manner of producing this expected actual wind speed and other necessary meteorological data is not included in the present description.

[0112] L'unité de traitement de données à distance 5 peut être un ordinateur programmable classique exécutant un programme informatique qui met en œuvre ces procédés.The remote data processing unit 5 may be a conventional programmable computer running a computer program that implements these methods.

[0113] Ce programme informatique peut être sous la forme d'un jeu d'instructions mémorisées dans un support de mémorisation. Dans le présent contexte, « support de mémorisation » doit être compris comme signifiant tout support physique capable de contenir des données pouvant être lues par un dispositif de lecture pendant au moins un certain laps de temps. Des exemples de ces supports de mémorisation sont des bandes et des disques magnétiques, des disques optiques (à lecture seule et enregistrables ou réinscriptibles) , des mémoires à circuits logiques, telles que des puces de mémoire à lecture seule, des puces de mémoire à accès aléatoire et des puces de mémoire flash, et même des supports de mémorisation de données encore plus exotiques, tels que des mémoires chimiques, biochimiques ou mécaniques.This computer program may be in the form of a set of instructions stored in a storage medium. In the present context, "storage medium" should be understood to mean any physical medium capable of holding data readable by a reading device for at least a certain period of time. Examples of such storage media are magnetic tapes and disks, optical discs (read-only and recordable or rewritable), logic circuit memories, such as read-only memory chips, access memory chips random and flash memory chips, and even even more exotic data storage media, such as chemical, biochemical or mechanical memories.

[0114] Bien que dans le mode de réalisation illustré, l'unité de traitement de données 5 soit à distance du dispositif autonome 4, elle pourrait également être complètement ou partiellement intégrée dans un tel dispositif autonome 4, de sorte qu'au moins certaines des étapes de calcul de ces procédés soient effectuées au sein du dispositif autonome 4 lui-même.Although in the illustrated embodiment, the data processing unit 5 is remote from the autonomous device 4, it could also be completely or partially integrated in such an autonomous device 4, so that at least some steps of calculating these methods are performed within the autonomous device 4 itself.

[0115] L'homme de l'art reconnaîtra que la présente invention peut être présentée en diverses formes autres que les modes de réalisation spécifiques décrits et envisagés dans le présent document. Par conséquent, des écarts de forme et de détail peuvent être réalisés sans s'écarter de la portée de la présente invention telle que décrite dans les revendications jointes.Those skilled in the art will recognize that the present invention may be presented in various forms other than the specific embodiments described and contemplated herein. Therefore, variations in shape and detail can be achieved without departing from the scope of the present invention as described in the appended claims.

Claims

A method for measuring the thermal capacity of a high-voltage line or the maximum permissible nominal current of an overhead high-voltage line with respect to a suspended / anchored cable span (2), comprising at least the following steps of: monitoring a movement of at least one point P of said suspended / anchored cable span (2) over a period of time; monitoring the actual line current I, in A, over said time interval; determining an actual arrow of said suspended / anchored cable as a variable of the actual line current; measuring or determining the actual wind speed of said suspended / anchored cable span (2) over said time interval; - determine an arrow reserve DF, in m, for the thermal capacity, which is the distance between the actual arrow and a maximum allowable deflection; determining the rate of change, tan (a), in m / A2, of the actual arrow as a function of the square of the line current for the actual wind speed; and - determining the high-voltage line thermal capacity of the overhead high-voltage line, or the ampacity, related to a corresponding safety distance, to the measured or determined actual wind speed, by adding the square of the actual current I to the ratio between the arrow reserve DF and the arrow change rate, tan (a), at the actual wind speed, and taking the square root of this addition, i.e.

where the ampacity is in amps.

2. Method according to claim 1, characterized in that the variable arrow is replaced by a variable selected from the group consisting of the temperature of the conductor, the voltage, the position and any other indirect variable representative of the arrow, and characterized in that that the boom reserve variable is optionally replaced by the temperature margin between a real temperature and a predetermined maximum allowable temperature for the high voltage line heat capacity, the rate of change of the boom then being replaced by the rate of change of the temperature of the driver.

3. Method according to claim 1, characterized in that, at said step of determining the rate of change of the arrow, the latter is determined by using the slope of the linear adjustment of the actual arrow as a function of the square of the current, or an exponent thereof very close to 2, on the available data measured for the arrow, the charging current, the ambient temperature and for a given actual wind speed or a range thereof.

4. Method according to claim 3, characterized in that the determination of the rate of change of the arrow for a given actual wind speed or a range thereof is performed on different time scales, generally around three months.

5. Method according to claim 1, characterized in that, in the case of an HTLS conductor, when the ampacity is mainly limited by a maximum temperature rather than a maximum deflection or a minimum safety distance, the method comprises preferably the following additional steps of: - determining tan (a2), in m / A2 as in claim 1, which is the rate of change of the arrow as a function of the square of the line current, this value of the rate of change of the arrow being chosen before reaching a point of elbow of the curve, if any; determining tan (al), in m / ° C, which is the rate of change of the deflection as a function of the temperature of the conductor in accordance with a linear adjustment, before reaching a point of elbow, if necessary; - determine λ.β = tdn (a2) / tdn (ai) with A = (1 + k (Tco-To)), where - k is the linear temperature coefficient of the ohmic resistance of the conductor, in ° C_1; - Tc0 is the extrapolated conductor temperature in the absence of charge under the same meteorological conditions, in ° C; - T0 is the reference temperature for the ohmic resistance of the conductor, in ° C; knowing the maximum available conductor temperature Tmaxt calculating the ampacity, in amperes, related to this value by the formula:

with β in ° C / A2.

6. Method according to claim 5, characterized in that the maximum available driver temperature Tmax is set by a driver manufacturer with an acceptable margin, or fixed by legal provisions, or set by the owner of a high-voltage line.

A method for providing electrical power on a high-voltage line (1) comprising a suspended / anchored (2) electrically conductive cable span, comprising the steps of: - determining a maximum permissible nominal current for said suspended / anchored range (2) ) of electrically conductive cable according to the method according to any one of claims 1 to 6; and - limiting a current that passes through said high-voltage line (1) to or below said maximum permissible nominal current.

Computer program for implementing a method according to any one of claims 1 to 7 when executed by a data processing device (5) connected to a set of sensors (4) for detecting the motion of at least one point of said suspended / anchored cable run (2), the line current and the conductor or ambient temperature over a period of time.

A storage medium containing a computer readable instruction set for implementing a method according to any one of claims 1 to 7 when executed by a data processing device (5) connected to a set of sensors (4) for monitoring the movement of at least one point of said suspended / anchored cable run (2), the line current, and the conductor or ambient temperature over a period of time.