CN108701994B - 动态确定电流传输的最大容量的系统和方法 - Google Patents

动态确定电流传输的最大容量的系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN108701994B
CN108701994B CN201780007423.8A CN201780007423A CN108701994B CN 108701994 B CN108701994 B CN 108701994B CN 201780007423 A CN201780007423 A CN 201780007423A CN 108701994 B CN108701994 B CN 108701994B
Authority
CN
China
Prior art keywords
wind speed
maximum capacity
value
single point
model
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201780007423.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN108701994A (zh
Inventor
T·布哈贾尔
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
RTE Reseau de Transport dElectricite SA
Original Assignee
RTE Reseau de Transport dElectricite SA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by RTE Reseau de Transport dElectricite SA filed Critical RTE Reseau de Transport dElectricite SA
Publication of CN108701994A publication Critical patent/CN108701994A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN108701994B publication Critical patent/CN108701994B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00032—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for
    • H02J13/00034—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for the elements or equipment being or involving an electric power substation
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
    • G01P5/00—Measuring speed of fluids, e.g. of air stream; Measuring speed of bodies relative to fluids, e.g. of ship, of aircraft
    • G01P5/10—Measuring speed of fluids, e.g. of air stream; Measuring speed of bodies relative to fluids, e.g. of ship, of aircraft by measuring thermal variables
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/25—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof using digital measurement techniques
    • G01R19/2506—Arrangements for conditioning or analysing measured signals, e.g. for indicating peak values ; Details concerning sampling, digitizing or waveform capturing
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/30—Measuring the maximum or the minimum value of current or voltage reached in a time interval
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/50—Testing of electric apparatus, lines, cables or components for short-circuits, continuity, leakage current or incorrect line connections
    • G01R31/58—Testing of lines, cables or conductors
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • H02J13/00007—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using the power network as support for the transmission
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/30—State monitoring, e.g. fault, temperature monitoring, insulator monitoring, corona discharge
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/12—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment
    • Y04S40/121—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment using the power network as support for the transmission
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/20—Information technology specific aspects, e.g. CAD, simulation, modelling, system security

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Aviation & Aerospace Engineering (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Control Of Direct Current Motors (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Measurement Of Current Or Voltage (AREA)

Abstract

用于动态确定电流传输的最大容量的系统(40)包括：用于存储网络部分(10)的模型(54)的装置(44)、热平衡关系(56)、工作极限温度和传导参数；以及由风速测定站(24、26、28、30)测得的风速值的接收器(46)。它还包括计算机(48)，被编程(62、64、66、68)用于：从至少一个所选择的站向网络部分的模型(54)的单点应用风传播模型(60)，以便估计每个单点处的风速值；以及基于热平衡关系(56)、每个工作极限温度、每个传导参数和气象参数(58)，在热平衡关系(56)中考虑每个单点处估计出的所述风速值来计算每个单点处的至少一个最大容量值。

Description

动态确定电流传输的最大容量的系统和方法
技术领域
本发明涉及一种用于动态确定关于高压电流传输网络的一部分的电流传输的最大容量的系统。本发明还涉及相应的方法以及包括这种系统的电气传输设备。
更特别地，本发明涉及一种系统，包括：
-用于存储网络部分的模型的装置，该模型包括单点和在这些单点之间的至少一个高压电流导电线、预定的热平衡关系、每个导电线的工作极限温度和每个导电线的传导参数，
-能够访问存储装置的计算机，其被编程以在预定热平衡关系、每个工作极限温度、每个传导参数和气象参数的基础上计算网络部分的模型的每个单点处的至少一个最大容量值。
背景技术
高压线路的电流传输的最大容量(有时称为“载流量”)是以安培表示的由该线路承载的电流强度的最大允许值。它通常假设这个最大容量是常数，该常数的值取决于工作极限温度，工作极限温度本身是常数并且基于高压线路的假定为常数的几何参数和气象参数来计算。然后，电流传输的最大容量和工作极限温度之间的关系根据热平衡关系来表示，该热平衡关系根据高压线路的导体的温度值、气象参数和导体的固有数据来提供强度值。对于该最大容量的静态计算，气象参数被先验地选择为在高压线路的环境中是最不利的，以便确保以这种方式计算出的结果构成实际上与超过工作极限温度的风险相关的极限值。因此，计算出的最大容量通常非常不理想。此外，由于气象参数是先验选择的，因此超过工作极限温度的实际风险虽然有限，但通常没有被克制。
当今越来越频繁地求助于动态确定高压线路的电流传输的最大容量，旨在用源自测量的本地更真实的环境数据替换至少一部分不利气象参数。这尤其是由美国能源部于2014年4月发布的标题为“Dynamic line rating systems for transmission lines:topical report”的文档所作的评定。
尤其是在2014年12月由Cigré组织的“B2-lignes aériennes”研究委员会WGB2.43发布的标题为“Guide for thermal rating calculations of overhead lines”的文档中被提出为特别重要的参数是风的速度，包括它的方向和幅值。它对由于高压线路的对流的冷却的影响很大，并且因此对于电力传输的的实际最大容量的影响也增加。不幸的是，这是通常被认为是难以在本地测量的参数，并且用于动态确定架空线路的最大容量的多种解决方案试图绕过它。
被称为CAT-1并且由“The Valley Group–a Nexans Company”公司进行市场营销的第一种解决方案提供在高压电流传输网络的一部分上部署不同的传感器：
-表现为应力计形式的机械张力传感器，其被部署在所考虑的网络部分的每个高压线路上，以便估计其下垂度，诸如在专利US 5,918,288中所定义的，以及
-净辐射传感器，其被部署在所考虑的网络部分的塔架上，以便测量包括风的影响的环境数据，诸如在专利US 5,559,430中所定义的。
第一种解决方案涉及安装许多传感器，并且特别复杂化了所考虑的网络部分中的最大容量的计算。
由“Ampacimon”公司市场营销的第二种解决方案还提出在高压电流传输网络的一部分上部署传感器。更确切地说，这些传感器部署在所考虑的网络部分的每个高压线路上，以便通过振动频率分析来测量其下垂度，诸如在专利申请WO2007/031435A1中所教导的。如在专利申请WO2014/090416A1中所教导的，风传感器也可以布置在高压线路上。
第二种解决方案也意味着安装许多传感器。此外，如果期望避免使用风传感器，则它复杂化了所考虑的网络部分中的最大容量的计算，因为它们必须然后分两步执行：基于所测量的松弛、所测量的电流和其它已知参数的假设来使用预定的热平衡关系，以便从中推断出网络部分的每个导电线上的风速的间接估计；然后基于间接估计的风速和其它已知参数再次使用相同的预定热平衡关系，以便从中推断出网络部分的每个导电线的最大容量。Schell等人的标题为“Quantifying the limits of weather based dynamic linerating methods”并于2011年9月在CigréCanada,Conference on Power Systems,Halifax场合发布的文章公开了这种复杂的、在两个步骤中进行计算的基础。
因此，期望提供一种用于动态确定电流传输的最大容量的系统，该系统使得可以克服上述问题和约束的至少一部分。
发明内容
因此提出了一种用于动态确定关于高压电流传输网络的一部分的电流传输的最大容量的系统，包括：
-用于存储网络部分的模型的装置，该模型包括单点和在这些单点之间的至少一个高压电流导电线、预定的热平衡关系、每个导电线的工作极限温度和每个导电线的传导参数，
-能够访问存储装置的计算机，其被编程以在预定热平衡关系、每个工作极限温度、每个传导参数和气象参数的基础上计算网络部分的模型的每个单点处的至少一个最大容量值，
还包括用于由计算机接收由在网络部分周围部署的一组风速测定站测量的风速值的装置，该计算机还被编程用于：
-在该组风速测定站中选择至少一个风速测定站，
-从所述至少一个所选择的站向网络部分的模型的单点应用风传播模型，以便基于接收到的风速值估计每个单点处的风速值，以及
-在预定热平衡关系中考虑在每个单点处估计的所述风速值，计算每个单点处的所述至少一个最大容量。
因此，由于这样的系统，通过可以在有限数量的风测量传感器的基础上执行的传播模型的巧妙应用，提出了在所考虑的网络部分的几个敏感点处的风速的直接估计。然后在预定的热平衡关系中合理地使用该估计，以便优化网络部分的最大容量的计算。许多风传播模型对本领域技术人员是已知的并且可以被使用。根据期望的性能，从最简单到最复杂的风传播模型，它们都具有令人惊讶的用来计算所考虑的网络部分的至少每个单点处的电流传输的最大容量的结果。后者可以更好地向上被估计，因为传感器的成本可以受到限制。
可选地，计算机被更明确地编程用于：
-基于接收到的风速值确定主风向，以及
-选择被称为下风(leeward)站、位于所确定的主风向的最上游的风速测定站。
也可选地：
-预定的热平衡关系是数学方程，其至少平衡经由焦耳效应和太阳能的增益的数学表达式和对流损失和电磁辐射损失的数学表达式，以及
-计算机被编程以在对流损失的数学表达式中考虑每个单点处估计的所述风速值。
也可选地，计算机还被编程以计算已为其估计风速值的网络部分的模型的至少一个点处的温度值，该计算是基于预定的热平衡关系、由包括网络部分的模型的这个点的导电线传输的电流量、该导电线的传导参数和气象参数，并在预定热平衡关系中考虑所述估计的风速值进行的。
也可选地，计算机被编程以触发计算在每个单点处所述至少一个最大容量，只要风速最小值的预定标准接收到的风速值之间的相干性的预定标准被核查。
也可选地：
-风速的最小值的预定标准按以下方式定义：下风站提供的风速值必须在幅值上大于第一阈值，并且由除下风站以外的风速测定站提供的每个风速值必须在幅值上大于第二阈值，其中第二阈值小于第一阈值，
-接收到的风速值之间的相干性的预定标准按以下方式定义：由于接收到的风速值是向量的，由此这些向量值的不同方向之间的角度差必须保持小于第三阈值并且这些向量值的不同范数之间的幅值差必须保持小于第四阈值。
还提出了动态确定电流传输的最大容量的电气传输设备，包括：
-高压电流传输网络的一部分，其包括本地变电站和在这些本地变电站之间由塔架承载的至少一个高压电流传输或配电线，
-在网络部分周围部署的一组风速测定站，以及
-根据本发明的用于动态确定电流传输的最大容量的系统。
还提出了一种用于动态确定关于高压电流传输网络的一部分的电流传输的最大容量的方法，包括以下步骤：
-建立网络部分的模型，该模型包括单点和在这些单点之间的至少一个高压电流导电线，
-基于预定的热平衡关系、每个导电线的工作极限温度、每个导电线的传导参数和气象参数，计算网络部分的模型的每个单点处的至少一个最大容量值，
还包括以下步骤：
-通过在网络部分周围部署的一组风速测定站测量风速值，
-选择该组风速测定站中的至少一个风速测定站，
-从所述至少一个所选择的站向网络部分的模型的单点应用风传播模型，以便基于接收到的风速值估计每个单点处的风速值，以及
-在预定热平衡关系中考虑在每个单点处估计出的所述风速值，计算每个单点处的所述至少一个最大容量。
可选地：
-每个导电线经受电流传输的默认容量，
-每个单点处的所述至少一个最大容量的计算被触发，只要风速值的最小值的预定标准和测得的风速值之间的相干性的预定标准被核查，以及
-每个默认容量被在形成每个相应导电线的末端的单点处计算出的最大容量中的最小值替换，该最小值被称为最佳容量，如果该最佳容量高于对应的默认容量并且如果预定标准被核查。
也可选地：
-每个单点处的所述至少一个最大容量的计算在时刻T被触发，并且针对时刻T+H(其中H>0)借助于风传播模型由时间投影来建立，
-在时刻T和T+H之间，在每个单点处的所述至少一个最大容量的计算被重复并且针对时刻T+H由时间投影来建立，以及
-在时刻T+H，在每个单点处保留的所述至少一个最大容量值是在时刻T和T+H之间计算出的对应最大容量值中的最小值。
附图说明
借助于仅仅作为示例并且参考附图提供的以下描述将更好地理解本发明，其中：
-图1示意性地示出了根据本发明的实施例的动态确定电流传输的最大容量的电气传输设备的一般结构，
-图2示出了用于动态确定由图1的设备实现的电流传输的最大容量的方法的相继步骤。
具体实施方式
图1中所示的电气传输设备包括高压电流传输网络的一部分10，该部分包括本地变电站、这些变电站之间的至少一个高压电流分配或传输线路、以及用于支撑两个变电站之间的每个传输或配电线的塔架。
在这个示例中，网络部分10包括四个本地变电站12、14、16和18，每个变电站由IEC(国际电工委员会)定义为“电网的位于相同地点的一部分，主要包括配传输或配电线的末端、电气装备、建筑物以及可能有的变压器”。因此，本地变电站是用于同时传输和分配电力的电流传输网络的元件。这使得可以升高电压以用于它的传输，并且可以为了用户(个人或工业)消费的目的而再降低电压。
可以建立该网络部分10的模型，该模型由单点和在这些单点之间的至少一个高压电流导电线。本地变电站12、14、16和18位于电传输或配电线的末端，它们形成网络部分10的单点。此外，可以识别其它单点。例如，通过强制在模型的两个单点之间的每个导电线在工作中的极限温度、电缆截面和/或在+/-10°的直线布局(tracé)方面是同质的，网络部分10的一些塔架也可以形成单点。这些中的两个例如在图1中示出。形成单点20的第一塔架因此布置在本地变电站12和14之间的传输或配电线上，已经形成单点22的第二塔架布置在本地变电站14和16之间的传输或配电线上。
在图1的非限制性特定示例中：本地变电站12通过由塔架承载的传输或配电线电连接到本地变电站14和18；本地变电站14通过由塔架承载的传输或配电线电连接到本地变电站12、16和18；以及本地变电站16通过由塔架承载的传输或配电线路电连接到本地变电站14和18。
图1中所示的网络部分10的模型因此包括六个单点12、14、16、18、20、22，它们由七个同质的传电线L1(在单点12和20之间)、L2(在单点20和14之间)、L3(在单点14和18之间)、L4(在单点14和22之间)、L5(在单点22和16之间)、L6(在单点16和18之间)和L7(在单点18和12之间)相互连接。而且，网络部分10的其它传出导电线每个还具有连接到四个本地变电站12、14、16和18中的一个的末端。这当然仅仅是为了很好地图示本发明而提供的简单且非限制性示例。
图1中所示的电气传输设备还包括在网络部分10周围部署的以便测量风速值的一组风速测定站24、26、28、30。由风速测定站24、26、28、30中的任一个测量的每个风速值包括风的方向和例如以m/s表示的风的幅值。因此，这是个向量值。这些站可以独立于各个单点12、14、16、18、20和22布置。它们具有用于例如经由赫兹波发射它们测量的值的装置。
最后，图1中所示的电气传输设备包括用于动态确定关于网络部分10的电流传输的最大容量的系统40。这是尤其施加在导电线末端处(即，在每个单点处)并且对于连接到网络部分10的模型的每个单点的每个导电线应用的导电线中的每一个的最大容量。诸如图1中示意性示出的这个系统40例如被安装在本地变电站中的一个中，这里是变电站16。它也可以完全独立于网络部分10来安装。它在诸如常规计算机之类的计算设备中实现，并且包括常规上与用于存储数据文档和计算机程序的存储器44(例如RAM存储器)相关联的处理单元42。
处理单元42包括由风速测定站24、26、28、30发射的测量值的接收器46和能够处理由接收器46提供的值的计算机48，例如微处理器。
存储器44被划分为用于存储处理数据的第一区域50和用于存储计算机程序的第二区域52。该分区是纯功能的，被选择以用于系统40的清晰呈现，但不一定反映存储器44的实际组织。
第一存储区域50首先包括关于网络部分10的本文以上详细描述的模型的数据54。该数据包括用于识别和表征单点12、14、16、18、20、22和同质电流导电线L1、L2、L3、L4、L5、L6、L7的参数，除了拓扑或地理考虑之外，还包括每个导电线的工作极限温度和传导参数。
第一存储区域50还包括关于预定热平衡关系的数据56。该关系例如是至少平衡经由焦耳效应和太阳能的增益的数学表达式和由于对流和电磁辐射的损失的数学表达式的数学方程。这尤其可以是源自在于2007年1月由IEEE Power Engineering Society在参考IEEE Std738TM-2006下出版的标题为“IEEE standard for calculating the current-temperature relationship of bare overhead conductors”的文档中定义的永久制度中的IEEE方程的关系。它也可以是源自在于2002年8月由Cigré组织的“B2-overhead lines”研究委员会发布的标题为“Thermal behavior of overhead conductors”的文档WG 22.12中定义的或在本文以上提到的文档“Guide for thermal rating calculations ofoverhead lines”中指定的永久制度中的Cigré方程的关系。它具有例如一般形式：
PJ+PS＝PC+PR，
其中PJ是通过焦耳效应的热增益，PS是经由太阳能的热增益，PC是由于对流的热损耗，并且PR是由于电磁辐射的热损耗。对于这些增益或损耗中的每一个的详细表达的示例，参考本文以上提到的文档。
第一存储区域50还包括关于记入网络部分10所位于其中的地理区域的一般气象参数的数据58。这些参数可以先验地被选择为网络部分10的环境中可能最不利的。它们可以涉及区域化、统计计算、定期测量等。它们包括例如环境温度的值和日照的值，其基于地点和季节。注意的是，数据58中的一些可以变型为由经由接收器46提供给计算机48的值动态地替换或更新。特别地，网络部分10的不同点处的外部温度的值可以被动态地提供给计算机48，以便由后者通过在预定热平衡关系56中考虑它来执行更好的处理。
第一存储区域50最后包括关于风传播模型的数据60。已知许多或多或少复杂的传播模型。例如，这可以是成比例的线性投影模型，根据该模型，传播速度任意地被认为等于风速的幅值，而被认为是平坦的传播方向是风的方向。这样的模型，特别简单，但远非完美，但是它已经能够为本文以上提到的最大容量的动态估计提供良好的结果。这使得可以构建网络部分10的模型54的每个点(并且特别是每个单点)的风速值的历史记录。随着风速测定站24、26、28、30进行测量，这种历史记录逐渐丰富。
诸如图1所示的第二存储区域52在功能上包括四个计算机程序或相同计算机程序的四个功能62、64、66、68。实际上要注意的是，计算机程序62、64、66、68被呈现为分开的，但这种区别纯粹是功能性的。它们也可以根据所有可能的组合一起分组到一个或若干个软件中。它们的功能也可以被至少部分地微编程或微布线在专用集成电路中。因此，可替代地，实现处理单元42和其存储器44的计算机设备可以用仅由数字电路(没有计算机程序)组成的电子器件替换，以便执行相同的作用。
第一计算机程序62包括用于基于测得的并经由接收器46传送到微处理器48的风速值执行从可用的站24、26、28、30选择被称为下风站的风速测定站的指令行。这个第一程序的运行的非限制性示例将参考图2进行详细描述。替代地并且根据保留的风传播模型60的复杂性，这样的程序可以从可用的那些风速测定站中选择若干风速测定站。
第二计算机程序64包括用于从下风站朝向网络部分10的模型54的单点12、14、16、18、20、22应用风传播的模型60的指令行，用于基于由下风站测得的风速的连续的值估计每个单点处的风速的连续的值。第二程序的运行的非限制性示例将参考图2进行详细描述。
第三计算机程序66包括用于基于以下各项来执行对在网络部分10的模型54的每个单点12、14、16、18、20和22处的至少一个电流传输的最大容量值的计算的指令行：
-预定的热平衡关系56，
-用网络部分10的模型54的数据记录的每个工作的极限温度和每个网络传导参数，
-一般气象参数58，以及
-动态提供给计算机48的任何气象参数，诸如测得的外部温度，在预定的热平衡关系56中，考虑通过执行第二程序64在所有单点12、14、16、18、20、22处估计出的风速值。
更精确地并且根据本文以上提到的文档“Guide for thermal ratingcalculations of overhead lines”的教导，可以在表达式PJ+PS＝PC+PR的对流损耗PC的数学表达式中考虑这些风速值。
在图1的示例中，存在可以在单点12处计算的两个最大容量值，一个用于电导线L1，另一个用于电导线L7。可以在单点14处计算三个最大容量值，一个用于电导线L2，另一个用于电导线L3，最后一个用于电导线L4。可以在单点16处计算两个最大容量值，一个用于电导线L5，另一个用于电导线L6。可以在单点18处计算三个最大容量值，一个用于电导线L6，另一个用于电导线L3，最后一个用于电导线L7。可以在单点20处计算两个最大容量值，一个用于电导线L1，另一个用于电导线L2。可以在单点22处计算两个最大容量值，一个用于电导线L4，另一个用于电导线L5。
第四计算机程序68包括用于基于以下各项来可选地执行网络部分10的模型54的每个单点12、14、16、18、20和22处的实际温度值的计算的指令行：
-相同的预定热平衡关系56，
-由每个导电线实际传输的电流量和用网络部分10的模型54的数据记录的每个网络传导参数，
-一般气象参数58，以及
-动态地提供给计算机48的任何气象参数，诸如测得的外部温度，通过在预定的热平衡关系56中考虑通过执行第二程序64在所有单点12、14、16、18、20、22处估计出的风速值。
现在将参考图2提供关于通过借助于微处理器48执行计算机程序62、64、66、68实现的用于动态确定网络部分10中的电流传输的最大容量的方法的细节。
在准备系统40的预备步骤100期间，其中旨在应用这种最大容量的动态确定的网络部分10由其周边、其包含的本地变电站以及这些变电站之间的传输或配电线限定。而且，在所限定的网络部分10周围部署的风速测定站集合被选择。
有利地，但是没有约束或义务，这样的网络部分10具有以下特征中的一个或几个：
-其地理边界不会过度延伸，使得它在起伏(它必须保持相对平坦)和障碍(它们的数量也必须尽可能少)方面具有同质的地理特征，
-它构成“电口袋”：这意味着它构成自治区域，该自治区域在馈电、电力传输和供应方面满足同质的本地电工技术规则，
-它由重要的风力涡轮场提供，产生对随风力增加的传输容量的需求：这因此正是本发明的兴趣，即，能够提高根据风的速度对网络部分10的最大传输容量的动态估计。
在对本文以上定义的网络部分10建模的后续步骤102期间，基于本地变电站及其包含的传输或配电线的制图学，建立该网络部分10的模型54并将其记录在存储器44中。该步骤102可以借助于在系统40中具体实现的计算机程序(未示出)自动执行。这主要需要确定模型54的单点：后者包括所有本地变电站以及位于在直线布局(例如能够允许+/-10％的角度偏差)、电缆区段和工作极限温度方面的高压线同质段末端处的某些塔架。例如，模型54由此如图1所示由单点12、14、16、18、20、22和同质的导电线L1、L2、L3、L4、L5、L6、L7获得。
在可以在步骤100和102之前、期间或之后发生的参数设定步骤104期间，预先确定至少一个最小风速的值Vmin、风速测定站之间的风速的最大变化值ΔVmax以及风速测定站之间的风向的最大角度变化的值Δθmax。值Vmin使得可以定义最小风速值，超过该最小风速值，执行计算机程序66和68，甚至计算机程序64都不被认为是有用的，因此，这施加了条件是触发计算每个单点处的电流传输的最大容量的第一预定标准。值ΔVmax和Δθmax使得可以定义风速测定站之间的测量的变化的最大值，超过该值，执行计算机程序66和68，甚至计算机程序64都不被认为是有用的，因此这施加了在这些测量之间条件是触发计算每个单点处的电流传输的最大容量的这些测量的相干性的第二预定标准。这些标准使得可以从图2的方法中取得最大的优势，因为知道当由各种风速测定站提供的风速测量在它们之间是一致的时并且当测得的风超过要具体地根据实现本发明的每个上下文来确定的某个值时，它提供有效的结果。
然后，在测量步骤106期间，每个风速测定站24、26、28、30局部地测量一系列风速值。测得的每个值是向量的并且被传送到系统40的接收器46。
在步骤108期间，系统40的微处理器48触发执行第一计算机程序62。在该步骤期间，它基于接收到的最新近的风速值确定主风向。这可以通过计算由不同风速测定站24、26、28、30测得的风向的角度平均值以本身已知的方式完成。基于风的主方向的这个值，微处理器48确定下风风速测定站，即站24、26、28、30中位于所确定的主风向上上游最远的一个站。
步骤108之后是测试步骤110，在该测试步骤110期间，核查用于触发计算网络部分10的每个单点处的电流传输的最大容量的标准。关于值Vmin的第一标准被变化为关于阈值Vmin[1]和Vmin[2]的两个标准，根据这些阈值，由下风站提供的风速值必须在幅值上大于Vmin[1]并且由除下风站以外的风速测定站提供的每个风速值必须在幅值上大于Vmin[2]，其中Vmin[2]<Vmin[1]。例如，可以选择Vmin[1]＝5m/s和Vmin[2]＝2m/s。第二相干性的标准施加了测得的向量值的不同方向之间的角度差保持小于Δθmax，并且测得的向量值的不同范数之间的幅值差保持小于ΔVmax。可以例如容忍平均值附近的10％的差异。
在这些标准被核查的情况下，该方法转到下一步骤112。否则，它返回到步骤106以进行新的一系列的测量。
在步骤112期间，由微处理器48触发时间初始化。建立第一时刻T，从第一时刻T开始，决定开始针对第二时刻T+H(其中H>0)借助于风传播模型60经由时间投影来动态计算最大容量，从第二时刻开始，计算出的这些最大容量可以在适用的情况下应用于网络部分10。通过考虑Dmax作为下风站和网络部分10中的最远单点之间的最大距离，并且鉴于在步骤110输出的测得的最小速度Vmin[1]，使得肯定能够在时刻T+H经由时间投影估计网络部分10的每个单点处的风速，它优选地确保H≥Dmax/Vmin[1]。因此，H＝90mn对于27km的最大距离是足够的。
此外，在该相同步骤112期间，在t＝T时初始化可以以T和T+H之间Δt的步长递增的时间索引t。对于H＝90mn，可以例如选择Δt＝6mn。
此外，由于每个导电线经历例如根据现有技术中已知的技术确定的电流传输的默认容量，因此对于网络部分10连接到的导电线中的每个导电线，可以将默认的工作容量与网络部分10的单点中的每一个相关联。
最后，对于它连接到的每个单点和每个导电线，最大容量的值C被初始化为无穷大(+∞)。
步骤112之后是步骤114、116、118、120、122、124、126、128、130的循环，其至少针对网络部分10的模型54的单点中的每一个和它连接到的导电线中的每一个被执行。
因此，对于所考虑的单点以及对于单点连接到的所考虑的导电线，在通过执行第二计算机程序64来执行的步骤114期间，风传播模型被应用于由下风风速测定站在时刻t结束的时间段期间测得的至少一个风速值，以便如果鉴于测得的速度以及下风站与所考虑的单点之间的距离这是可能的，那么通过时间投影来确定在时刻T+H所考虑的单点处的风速值。
然后，在测试步骤116期间，基于在步骤114中确定的风速值，可以再次核查用于触发计算针对所考虑的导电线在所考虑的单点处的电流传输的最大容量的第一标准。例如，该风速值在幅值上应当大于Vmin[1]。
如果不是这种情况，则该方法转到下一步骤118，在该步骤期间，在时刻t在所考虑的单点处的最大容量被设置为其默认的工作值。然后在返回到步骤114之前，它转到将t递增到t+Δt的步骤120。
如果在步骤114中确定的风速值核查符合步骤116的标准，则该方法转到步骤122，该步骤通过在预定热平衡关系56中考虑在步骤114中确定的风速值和还考虑所考虑的导电线的属性通过执行第三计算机程序66来动态计算针对所考虑的导电线在所考虑的单点处的电流传输的最大容量。然后为了时刻T+H，可以从此中推导在时刻t计算出的最大容量值。
然后，该方法可以转到可选步骤124，该可选步骤124通过考虑与前一步骤中的参数相同的参数和实际传输的电流量通过执行第四计算机程序68来动态计算针对所考虑的导电线在所考虑的单点处的实际温度值。这个可选步骤可以例如用于通过比较估计出的实际温度值和由传感器取得的实际温度测量结果来确认最大容量的动态计算的恰当性。更一般地，该计算步骤可以在提供有温度传感器或评估电缆温度的任何其它装置的网络部分10的任何点处执行(直接或间接地通过测量例如下垂度、机械张力或电缆的振动频率)。
在随后的测试步骤126期间，将在步骤122中动态计算的最大容量与针对所考虑的导电线所考虑的单点的默认工作容量进行比较。如果动态计算出的值小于或等于默认工作容量，后者就被保留为在步骤122中计算出的值，那么只要时间索引t小于T+H，该方法就返回到步骤120。
如果动态计算出的值大于默认工作容量或者如果在步骤126中达到时刻T+H，则该方法转到下一步骤128。在该步骤128期间，将在步骤122中动态计算出的最大容量与值C进行比较。如果它更高，则C保持不变，否则用在步骤122期间为了时刻T+H在时刻t计算出的这个最大容量来替换C。
然后，对时间索引t执行测试步骤130。如果时间索引小于T+H，则该方法返回到步骤120。
否则，它转到最终步骤132，在该步骤期间，C的最新近值被保持为针对所考虑的电导线在所考虑的单点处在时刻T+H的电流传输的最大容量。考虑到步骤128，它是通过步骤126的测试的动态计算出的最大容量值中的最小值。此外，一旦针对网络部分10的模型54的单点中的至少每一个执行步骤114至130的循环，计算出的最大容量就可以以以下方式向下查看：对于每个导电线，在其两端处针对时刻T+H动态计算出的最大容量被比较，并且较小值在针对所考虑的导电线的两个单点处被最终保留。因此，每个默认容量由在形成每个相应导电线的末端的各单点处计算出的最大容量中的最小值(其被称为最佳容量)替换，如果该最佳容量高于对应的默认容量并且如果本文以上指示的预定标准被核查。
然后由网络部分10的操作者应用从时刻t+H开始的最佳容量的全部值或部分值，以便响应电力供电商或消费者的需求。
在步骤132之后，该方法返回到步骤106以进行新的一系列的测量。
显然，用于动态确定电流传输的最大容量的系统(诸如本文以上所描述的系统)可以简单且巧妙地考虑风速测量，以便获得对这些最大容量的更有利的估计。假定当所关心的网络部分连接到风力涡轮场时风的冷却效果伴随着产电容量的增加，特别是在该背景下，本发明具有其最佳结果。
而且，注意的是，本发明不限于本文以上描述的实施例。
特别地，所考虑的网络部分的拓扑结构可以是无论任何的拓扑结构，图1的拓扑结构仅由于其简单性出于图示的目的而被选择。
而且，风速测定站24、26、28、30被示出为独立于网络部分10进行布置，但是它们也可以安装在本地变电站的至少一部分中，特别是位于网络部分的外围的那些部分中(这是图1中所示的四个变电站的情况)。
此外，作为有利示例的通过线性投影的风传播模型60可以用任何其它已知模型替换，在本领域技术人员的范围内，本发明适用于除本文以上所示之外的已知传播模型。
此外，参考图2详细描述的方法可以根据不可能以完整方式列出的大量备选方案进行变化，其中只有以下一般步骤必须被实现：
-建立网络部分的模型，该模型包括单点和在这些单点之间的至少一个高压电流导电线，
-通过在网络部分周围部署的一组风速测定站测量风的风速值，
-选择该组风速测定站中的至少一个风速测定站，
-从所述至少一个所选择的站向网络部分的模型的各单点应用风传播模型，以便基于接收到的风速值估计每个单点处的风速值，以及
-基于预定的热平衡关系、每个导电线的工作极限温度、每个导电线的传导参数和气象参数，考虑在预定的热平衡关系中在每个单点处估计出的所述风速值，计算网络部分的模型的每个单点处的至少一个最大容量值。
特别注意的是，最大容量的计算可以针对除了单点之外网络部分的模型的点，特别是沿着导电线的至少一部分的所有点来执行。
显然，对于本领域技术人员而言，鉴于刚刚公开的教导，可以对本文以上描述的实施例进行各种修改。在以下权利要求中，所使用的术语不应该被解释为将权利要求限制于本描述中所公开的实施例，而是必须被解释为其中包括权利要求旨在涵盖的所有等同物，这是因为其公式以及假设通过将本领域技术人员的一般知识应用于刚刚公开的教导的实现而在本领域技术人员的范围内。

Claims (10)

1.一种用于动态确定关于高压电流传输网络的一部分(10)的电流传输的最大容量的系统(40)，包括：
-用于存储网络部分的模型(54)的装置(44)，该模型(54)包括单点(12、14、16、18、20、22)和在这些单点之间的至少一个高压电流导电线(L1、L2、L3、L4、L5、L6、L7)、预定的热平衡关系(56)、每个导电线的工作极限温度和每个导电线的传导参数，
-能够访问存储装置(44)的计算机(48)，被编程(62、64、66、68)用于基于预定的热平衡关系(56)、每个工作极限温度、每个传导参数和气象参数(58)来计算网络部分的模型(54)的每个单点(12、14、16、18、20、22)处的至少一个最大容量值，
其特征在于，所述系统还包括通过计算机(48)接收由部署在网络部分周围的一组风速测定站测得的风速值的装置(46)，以及特征在于计算机(48)被编程用于：
-选择所述一组风速测定站中的至少一个风速测定站，
-从所选择的所述至少一个风速测定站向网络部分的模型(54)的单点(12、14、16、18、20、22)应用风传播模型(60)，以便基于接收到的风速值估计在每个单点处的风速值，以及
-在预定的热平衡关系(56)中考虑在每个单点处的估计出的所述风速值，计算每个单点处的所述至少一个最大容量。
2.如权利要求1所述的用于动态确定电流传输的最大容量的系统(40)，其中计算机(48)被更明确地编程(62)用于：
-基于接收到的风速值确定主风向，以及
-选择被称为下风站、位于所确定的主风向的最上游的风速测定站。
3.如权利要求1或2所述的用于动态确定电流传输的最大容量的系统(40)，其中：
-预定的热平衡关系(56)是至少平衡经由焦耳效应和太阳能增益的数学表达式和对流损耗和电磁辐射损耗的数学表达式的数学方程，以及
-计算机(48)被编程(66、68)以在对流损耗的数学表达式中考虑在每个单点处的估计出的所述风速值。
4.如权利要求1或2所述的用于动态确定电流传输的最大容量的系统(40)，其中，计算机(48)还被编程(68)以计算网络部分的模型(54)的已为其估计风速值的至少一个点处的温度值，该计算是基于预定的热平衡关系(56)、由包括网络部分的模型(54)的这个点的导电线传输的电流量、这个导电线的传导参数和气象参数(58)，在预定的热平衡关系(56)中考虑估计出的所述风速值而进行的。
5.如权利要求1或2所述的用于动态确定电流传输的最大容量的系统(40)，其中计算机(48)被编程以触发计算在每个单点处的所述至少一个最大容量，只要风速值的最小值的预定标准以及接收到的风速值之间的相干性的预定标准被核查。
6.如权利要求5所述的用于动态确定电流传输的最大容量的系统(40)，其中：
-风速的最小值的预定标准按以下方式定义：由下风站提供的风速值必须在幅值上大于第一阈值，并且由除该下风站以外的风速测定站提供的每个风速值必须在幅值上大于第二阈值，其中第二阈值小于第一阈值，
-接收到的风速值之间的相干性的预定标准按以下方式定义：接收到的风速值是向量的，这些向量值的不同方向之间的角度差必须保持小于第三阈值并且这些向量值的不同范数之间的幅值差必须保持小于第四阈值。
7.一种动态确定电流传输的最大容量的电传输设备，包括：
-高压电流传输网络的一部分(10)，包括本地变电站(12、14、16、18)和这些本地变电站之间由塔架(20、22)承载的至少一个高压电流传输或配电线，
-在网络部分(10)周围部署的一组风速测定站(24、26、28、30)，以及
-如权利要求1至6中任一项所述的用于动态确定电流传输的最大容量的系统(40)。
8.一种动态确定关于高压电流传输网络的一部分(10)的电流传输的最大容量的方法，包括以下步骤：
-建立(102)网络部分(10)的模型(54)，该模型(54)包括单点(12、14、16、18、20、22)和在这些单点之间的至少一个高压电流导电线(L1、L2、L3、L4、L5、L6、L7)，
-基于预定的热平衡关系(56)、每个导电线(L1、L2、L3、L4、L5、L6、L7)的工作极限温度、每个导电线(L1、L2、L3、L4、L5、L6、L7)的传导参数和气象参数(58)，计算(114、116、118、120、122、124、126、128、130、132)网络部分(10)的模型(54)的每个单点(12、14、16、18、20、22)处的至少一个最大容量值，
其特征在于还包括以下步骤：
-通过在网络部分(10)周围部署的一组风速测定站(24、26、28、30)测量(106)风速值，
-选择(108)所述一组风速测定站(24、26、28、30)中的至少一个风速测定站，
-从所选择的所述至少一个风速测定站向网络部分(10)的模型(54)的单点(12、14、16、18、20、22)应用(114)风传播模型(60)，以便基于接收到的风速值估计每个单点处的风速值，以及
-在预定的热平衡关系(56)中考虑在每个单点处的估计出的所述风速值，计算(114、116、118、120、122、124、126、128、130、132)在每个单点处的所述至少一个最大容量。
9.如权利要求8所述的动态确定电流传输的最大容量的方法，其中：
-每个导电线(L1、L2、L3、L4、L5、L6、L7)经受电流传输默认容量，
-在每个单点处的所述至少一个最大容量的计算(114、116、118、120、122、124、126、128、130、132)被触发(112)，只要风速值的最小值的预定标准和测得的风速值之间的相干性的预定标准被核查，以及
-如果在形成每个相应导电线的末端的单点处计算出的最大容量中的最小值高于对应的默认容量并且如果所述预定标准被核查，该最小值被称为最佳容量，则每个默认容量被该最佳容量替换(128、132)。
10.如权利要求9所述的动态确定电流传输的最大容量的方法，其中：
-在每个单点处的所述至少一个最大容量的计算(114、116、118、120、122、124、126、128、130、132)在时刻T被触发(112)并且针对时刻T+H，其中H>0借助于风传播模型(60)由时间投影(114)来建立，
-在时刻T和T+H之间，每个单点处的所述至少一个最大容量的计算(114、116、118、120、122、124、126、128、130、132)被重复并且针对时刻T+H由时间投影来建立，以及
-在时刻T+H，在每个单点处保留的所述至少一个最大容量值是在时刻T和T+H之间计算出的对应最大容量值中的最小值。
CN201780007423.8A 2016-01-21 2017-01-19 动态确定电流传输的最大容量的系统和方法 Active CN108701994B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1650466 2016-01-21
FR1650466A FR3047083B1 (fr) 2016-01-21 2016-01-21 Systeme et procede de determination dynamique de capacites maximales de transport de courant electrique
PCT/FR2017/050109 WO2017125683A1 (fr) 2016-01-21 2017-01-19 Système et procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN108701994A CN108701994A (zh) 2018-10-23
CN108701994B true CN108701994B (zh) 2021-07-30

Family

ID=55953209

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201780007423.8A Active CN108701994B (zh) 2016-01-21 2017-01-19 动态确定电流传输的最大容量的系统和方法

Country Status (9)

Country Link
US (1) US10935580B2 (zh)
EP (1) EP3406014B8 (zh)
CN (1) CN108701994B (zh)
AU (1) AU2017209972B2 (zh)
CA (1) CA3010670C (zh)
FR (1) FR3047083B1 (zh)
MA (1) MA43672B1 (zh)
TN (1) TN2018000236A1 (zh)
WO (1) WO2017125683A1 (zh)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107732972A (zh) * 2017-11-14 2018-02-23 广西电网有限责任公司电力科学研究院 一种地区电网风电接纳能力评估方法
FR3080199B1 (fr) 2018-04-13 2020-04-17 Rte Reseau De Transport D'electricite Procede et dispositif de mesure d'une vitesse effective de vent au voisinage d'un objet
CN108471137B (zh) * 2018-04-17 2021-11-12 国电南京自动化股份有限公司 一种风功率预测中风速功率概率性映射方法
FR3083380B1 (fr) * 2018-07-02 2021-07-09 Association Pour La Rech Et Le Developpement Des Methodes Et Processus Industriels Armines Ampacite des lignes aeriennes basee sur les previsions
CN112380488B (zh) * 2020-11-13 2022-05-24 中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司 基于递推法和二分法的架空线路热暂态载流量的计算方法
CN115575737A (zh) * 2022-09-06 2023-01-06 江苏达蓝能源服务有限公司 一种载流量检测方法及系统

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104981699A (zh) * 2012-12-10 2015-10-14 安帕奇蒙股份有限公司 用于测量垂直风分量的方法和系统

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5559430A (en) 1994-07-27 1996-09-24 Seppa; Tapani O. Net radiation sensor
US5918288A (en) 1997-03-11 1999-06-29 Seppa; Tapani O Transmission line load cell protection system
EP1938159B1 (en) 2005-09-16 2016-08-24 Ampacimon S.A. Device, system and method for real-time monitoring of overhead power lines
EP2599182A1 (en) 2010-07-29 2013-06-05 Spirae Inc. Dynamic distributed power grid control system
US20130054162A1 (en) * 2011-08-31 2013-02-28 Tollgrade Communications, Inc. Methods and apparatus for determining conditions of power lines
US9562925B2 (en) 2012-02-14 2017-02-07 Tollgrade Communications, Inc. Power line management system
US9519014B2 (en) * 2012-12-06 2016-12-13 Dynamic Engineers, Inc. Systems and methods for calculating power transmission line capacity
US10197610B2 (en) 2014-12-22 2019-02-05 Ampacimon S.A. Method and system for determining the thermal power line rating

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104981699A (zh) * 2012-12-10 2015-10-14 安帕奇蒙股份有限公司 用于测量垂直风分量的方法和系统

Also Published As

Publication number Publication date
US20190033350A1 (en) 2019-01-31
US10935580B2 (en) 2021-03-02
FR3047083B1 (fr) 2018-02-09
AU2017209972A1 (en) 2018-08-02
AU2017209972B2 (en) 2020-07-02
WO2017125683A1 (fr) 2017-07-27
CN108701994A (zh) 2018-10-23
EP3406014B1 (fr) 2019-11-27
EP3406014B8 (fr) 2020-01-08
FR3047083A1 (fr) 2017-07-28
CA3010670A1 (fr) 2017-07-27
TN2018000236A1 (fr) 2020-01-16
EP3406014A1 (fr) 2018-11-28
MA43672B1 (fr) 2020-01-31
CA3010670C (fr) 2024-01-23
MA43672A (fr) 2019-11-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108701994B (zh) 动态确定电流传输的最大容量的系统和方法
Simms et al. Comparative analysis of dynamic line rating models and feasibility to minimise energy losses in wind rich power networks
CN103155336B (zh) 电能供应网的控制
Rakpenthai et al. Power system state and transmission line conductor temperature estimation
US11159045B2 (en) Facility for monitoring a portion of a high-voltage electrical power transmission network
Sidea et al. Weather-based assessment of the overhead line conductors thermal state
Alvarez et al. Dynamic line rating—Technologies and challenges of PMU on overhead lines: A survey
Fernandez et al. Dynamic line rating forecasting based on numerical weather prediction
CzApp et al. Risk of power cables insulation failure due to the thermal effect of solar radiation
CN116756530B (zh) 用于新能源接入配电网的电网线损评估方法及系统
Beryozkina et al. Testing thermal rating methods for the overhead high voltage line
Phillips et al. Investigation of a dynamic power line rating concept for improved wind energy integration over complex terrain
CN107329022A (zh) 一种输电线路热载荷能力分析方法
Szabć et al. Development of physical DLR calculation method
Halász et al. Monitoring of actual thermal condition of high voltage overhead lines
CN111007344A (zh) 一种碳纤维复合芯导线大电路负荷试验方法
Yip et al. Field experiences with dynamic line rating protection
Lloyd et al. Real-time thermal rating and active control improved distribution network utilisation
Albizu et al. Overhead line rating forecasting for the integration of wind power in electricity markets
Balangó et al. Overview of a new dynamic line rating system, from modelling to measurement
Rácz et al. Different approaches of dynamic line rating calculations
Hernandez Colin Probabilistic dynamic cable rating algorithms
Fernandez et al. Power line monitoring for the analysis of overhead line rating forecasting methods
Hajeforosh et al. Transmission line overloading analysis using probabilistic dynamic line rating
Miller et al. Determination of constant seasonal values for the current rating of overhead lines in the network planning

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant