ES2299180T3 - Procedimiento y sistema para transportar energia electrica en un enlace. - Google Patents

Abstract

Procedimiento para transportar energía eléctrica en un enlace de conducción de corriente, que comprende: - suministrar una corriente eléctrica de un valor predeterminado en el enlace; - dividir dicho enlace en un número predeterminado de segmentos (CS1, CS2, CS3, CS4, CS5, CS6, CS7); - colocar una pluralidad de sensores de temperatura (S1, S2, S3, S4, S5, S6, DS) a lo largo del enlace, de manera que tienen por lo menos dos valores de sensor en asociación con cada uno de dichos segmentos, estando afectados dichos sensores mediante dicho valor de la corriente; - obtener los respectivos valores de los sensores desde dichos sensores en un primer momento; caracterizado por el hecho de que también comprende: - asociar un primer modelo de predicción predeterminado a cada uno de dichos segmentos (CS1, CS2, CS3, CS4, CS5, CS6, CS7); - determinar una condición operativa esperada en uno de dichos segmentos en un segundo momento como una función de dichos valores de los sensores en dicho primer momento y de dicho valor de la corriente eléctrica, según dicho primer modelo de predicción asociado con dicho segmento; - determinar una condición operativa real en dicho segmento en dicho segundo momento asociado a los valores de los sensores generados en dicho segundo momento; - comparar dicha condición operativa real con dicha condición operativa esperada; - en presencia de una diferencia entre dicha condición operativa real y dicha condición operativa esperada que supera un valor predeterminado, asociar un segundo modelo de predicción predeterminado con una porción de dicho segmento para la cual se ha determinado dicha diferencia; - cuando la temperatura detectada en el segmento supera una temperatura crítica Tc, generar una señal de alarma y/o control para provocar una acción de regulación en el enlace.

Description

Procedimiento y sistema para transportar energía eléctrica en un enlace.

La presente invención se refiere a un procedimiento y a un sistema para transportar energía eléctrica en un enlace, en particular a un procedimiento y a un sistema para el análisis del estado de un enlace de transmisión de energía eléctrica y el control de la capacidad de evaluación de corriente relevante.

Para los propósitos de la presente invención, el enlace de transmisión de energía eléctrica significa un sistema que incluye medios que llevan corriente eléctrica desde una fuente, tal como un generador, a un usuario, tal como una ciudad, una fábrica, u otro tipo de entidad que requiere el suministro de energía eléctrica; estos medios que llevan la corriente eléctrica incluyen cables eléctricos, conductores eléctricos, tales como conductores aéreos, accesorios de los mismos, tales como juntas, terminaciones, uniones, etc., dispuestos para proporcionar la capacidad de transporte de energía requerida.

Generalmente, el enlace incluye componentes que funcionan con una tensión alta o extra alta (generalmente entre 10 y 500 kV).

La temperatura operativa del conductor y el aislamiento de los cables, los accesorios y componentes similares del enlace es un factor crítico que limita la capacidad de transportar carga de un enlace.

Una temperatura operativa excesivamente alta puede provocar un fallo súbito, o un envejecimiento prematuro, del cable o del accesorio, particularmente debido al deterioro del material de aislamiento utilizado en el mismo, generalmente de naturaleza polimérica.

La temperatura de trabajo de los cables y los accesorios está determinada principalmente por el calor generado en el cable o accesorio mediante la corriente eléctrica transportada mediante la capacidad de disipación térmica del ambiente circundante.

Las condiciones ambientales del cable y los accesorios se pueden someter a cambios a lo largo del tiempo. El cambio puede estar debido a actividades humanas alrededor del cable y a condiciones de las estaciones.

Los cables y los accesorios, y la capacidad de transportar carga del enlace asociado a los mismos, están generalmente diseñados utilizando presunciones pesimistas en lo referente al ambiente operativo.

En particular, la capacidad de transportar carga de un enlace se basa en las condiciones más adversas que se pueden esperar de una manera razonable a lo largo de la vida de los cables y de los accesorios utilizados en el enlace.

Por esa razón, normalmente trabajan bien por debajo de los límites de la temperatura de seguridad, y en consecuencia los índices de corriente en el enlace están generalmente más limitados que los que son realmente factibles.

Además, a la vista de los requerimientos de energía cada vez mayores, es a menudo deseable aumentar la utilización del enlace del cable, reduciendo los márgenes de seguridad que se aplican actualmente para no sobrecargar o sobrecalentar los componentes del enlace.

La solicitud de patente europea EP 0 466 155 se refiere a un sistema para detectar la localización de la producción de un problema de una línea de cable de energía eléctrica mediante la utilización de un sensor de temperatura de tipo de distribución, y particularmente un sensor de temperatura de tipo de distribución de fibra óptica de retrodifusión Raman.

En el artículo de S. T. Larsen, C. L. Ong-Hal, P. L. Stephenson con el título "Cable ratings methods applied to real time cable system monitor", I.E.E. Conference on Power Cables, 23-25 de noviembre de 1993, se describe un sistema de monitorización de cables (CSM). El CSM proporciona índices térmicos continuos en línea y de sobrecarga de cables pasados en mediciones del sistema y modelaje térmico en tiempo real, y permite a los ingenieros de control asegurar la seguridad presente del sistema y planear el funcionamiento del sistema para el día siguiente, o posiblemente para la semana siguiente.

El sistema proporciona la determinación de índices que representan hasta cinco secciones del cable potencialmente limitativas. La técnica de utilizar instrumentos de sensor de temperatura distribuidos que utilizan sensores de fibra óptica se dice que es aplicable a nuevas instalaciones de cables una vez probadas a través de pruebas operativas; de esta manera, se pueden establecer unas condiciones iniciales precisas para el cálculo.

El solicitante ha observado que el sistema descrito en este documento funciona sobre la base de datos predeterminados y no puede detectar y reaccionar a cambios ambientales, tal como un cambio inesperado en las propiedades de transporte térmico del ambiente alrededor del cable o similar.

La patente US 4.728.887 describe un sistema para determinar la capacidad portadora de corriente de una o más líneas de transmisión de energía elevadas, que monitoriza uno o más periodos de cada línea sobre una base de tiempo real que identifica el período que tiene la capacidad de transporte de corriente más baja, que a su vez establece la capacidad máxima de toda la línea. El estado térmico de cada período de línea monitoriza lado se determina midiendo la temperatura del conductor, la corriente de la línea, la radiación solar, la temperatura ambiente, y en algunos casos la velocidad del viento y la dirección del viento. Estos parámetros se monitoriza en mediante una unidad de sensor-transmisor que se puede fijar de manera amovible sobre el conductor de la línea que puede variar en tamaño desde una a varias pulgadas de diámetro, que incluye un transmisor de radio para transmitir los datos detectados a una subestación de recepción. Los datos desde el sensor-transmisor se multiplexan y se transmiten mediante un enlace de telecomunicaciones a un ordenador que automáticamente determina la capacidad de la línea utilizando los datos en tiempo real y también calcula el tiempo requerido para el "período crítico" que tiene la capacidad de corriente menor para alcanzar su máxima temperatura de seguridad basada en cualquiera de una serie de cambios de etapa en las demandas de carga.

Según la presente invención, el solicitante descubrió el problema de encarar condiciones anómalas inesperadas en el enlace de transmisión durante el funcionamiento del propio enlace; y, además, de redefinir de manera oportuna el modelo de evaluación térmica respecto a estas condiciones inesperadas del enlace de transmisión, para determinar su capacidad de transporte de carga instantánea.

Según la presente invención, se encontró que obteniendo información tanto de los parámetros del funcionamiento instantáneo del enlace, asociados con la corriente llevada en el mismo, como de los valores pasados de estos parámetros, es posible determinar la condición operativa real y la esperada del enlace con una alta precisión y provocar una acción de regulación, si se requiere, en correspondencia con un valor de seguridad considerablemente más próximo al valor máximo aceptable para los componentes críticos del enlace.

Además, se encontró que un control efectivo de la corriente eléctrica transportada en el enlace, tal como en la capacidad máxima de transportar carga se utiliza cuando se requiera, se puede realizar divirtiendo el enlace durante su funcionamiento en un número no predeterminado de segmentos y subsegmentos, en respuesta a posibles cambios ambientales inesperados que afecten al funcionamiento del enlace, si se detectan a tiempo. Se percibió que se podía realizar utilizando una serie de sensores, particularmente sensores de temperatura, si estos sensores están en número mayor que el número de subsegmentos, de manera que por lo menos un sensor se puede asociar siempre con un subsegmento. También se percibió que, para el propósito de la presente invención, la temperatura detectada mediante dicho sensores se ha de correlacionar con el valor de corriente real en el enlace.

En paralelo, se ha percibido que un sensor de temperatura en forma de un elemento alargado, tal como una fibra óptica, colocado a lo largo de un cable en una posición radial predeterminada respecto a su conductor, se puede utilizar como una pluralidad de sensores, cuyo número es igual a la longitud del cable dividida por la resolución longitudinal del instrumento. Por ejemplo, si esta resolución es del orden de un metro, el número de sensores asociados en un cable de un kilómetro de longitud es del orden de mil (es decir, un sensor por cada metro de cable). La capacidad de segmentar el enlace o el cable con el propósito de la presente invención se determina de manera
correspondiente.

Según un aspecto, la presente invención se refiere a un procedimiento para transportar energía eléctrica en un enlace de conducción de corriente tal como se define en la reivindicación 1.

Realizaciones preferidas se definen en las reivindicaciones dependientes 2 a 20.

En un segundo aspecto, la presente invención se refiere un sistema para transportar energía eléctrica tal como se define en la reivindicación 21. Realizaciones preferidas se definen en las reivindicaciones dependientes 22 a
28.

Más detalles se harán evidentes a partir la siguiente descripción, con referencia a los dibujos adjuntos, de los cuales:

la figura 1 es un diagrama de un sistema según la presente invención;

la figura 2 es un diagrama de una realización particular del sistema según la presente invención;

la figura 3 es un diagrama de los módulos de elaboración según la presente invención;

la figura 4 es una representación esquemática de un cable con sus sensores y su perfil de temperatura;

la figura 5 es una representación esquemática de una sección de cable colocada en un ambiente asociado con un sensor térmico;

la figura 6 es un diagrama que muestra una representación de un comportamiento de una parte particular de un segmento de un cable.

En la figura 1, se muestra una vista esquemática de un sistema para la gestión de la capacidad de valorar la corriente en enlaces de transmisión de energía según la presente invención. Un enlace de transmisión de energía se puede considerar una parte de una red de transmisión de energía y puede estar compuesta de cables y accesorios de cables tales como juntas, terminaciones, bifurcaciones, etc. En la figura 1, por propósitos de argumentación, solamente se muestran unos pocos cables C1 a C8 conectados juntos con juntas J1 a J11.

El sistema incluye una unidad de control remoto RU conectada, mediante enlaces de transmisión de datos L1 a L3, a unidades de control locales LC1 a LC3 (tres en el sistema mostrado como ejemplo), que controlan respectivas partes diferentes de los enlaces de transmisión de energía.

Si las unidades de control local LC1 a LC3 están colocadas adecuadamente cerca de un nodo de enlace de energía, se puede montar juntas varias líneas. En general, se pueden monitorizar varias decenas de kilómetros mediante cada una de las unidades de control local LC1 a LC3.

Cada unidad de control local LC1 a LC3 está conectada a respectivas unidades de adquisición de datos y accionamiento DAD1 a DAD3. Estas unidades de adquisición de datos y accionamiento DAD1 a DAD3 están conectadas a una pluralidad de respectivos sensores y accionadores indicados en general con SA1 a SA3. Los sensores y accionadores SA1 a SA3 se pueden colocar en diferentes posiciones: esto es, en el interior, sobre la superficie o en la proximidad de los cables C1 a C8 y de las juntas J1 a J11.

Las unidades de adquisición de datos y accionamiento DAD1 a DAD3 reciben y suministran señales de/a los sensores y accionadores SA1 a SA3, para mantener los cables C1 a C8 y las juntas J1 a J11 bajo control.

En la figura 2 se muestra una realización particular del sistema para la dirección de la capacidad de clasificación de corriente en enlaces de transmisión de energía, según la presente invención. En la figura 2 es posible apreciar los bloques principales ya mostrados en la figura 1.

Por propósitos de argumentación, en la presente descripción el término cable indica tanto los propios cables como los accesorios de los cables tales como juntas, terminaciones, bifurcaciones, etc. que se utilizan en los enlaces de transmisión de energía.

La figura 2 contempla, por propósitos de argumentación, un enlace único.

El enlace puede incluir muchos tramos o segmentos del cable desde CS1 a CS7, y cada uno puede estar compuesto de diferentes tipos de cables y/o estar colocado en muchas configuraciones diferentes, por ejemplo en el aire, enterrado directamente, en conductos y tubos subterráneos, en rellenos subterráneos, y otros.

El enlace, por lo tanto, está esquematizado considerándolo como una composición de tramos o segmentos secuenciales desde CS1 a CS7, eligiéndose cada una para describirse con un comportamiento térmico común adecuado. Las juntas J1 a J11 y cualquier otra parte del cable C1 a C8 que muestren un comportamiento térmico distinto, se definen, por sí mismas, como tramos o segmentos del enlace.

Los sensores locales S1 a S6 incluyen corriente, tensión, temperatura y otros sensores de los parámetros operativos. El tipo y el número de sensores depende de la instalación local particular.

Están instalados en posiciones bien conocidas, tal como en el interior de los elementos del enlace, sobre su superficie o en la proximidad de los enlaces de energía, juntas, tramos críticos, etc. para monitorizar todos los parámetros operativos relevantes del enlace para los cuales se requiere un valor específico del parámetro de proceso relevante.

En particular, como las evaluaciones se refieren principalmente al estado térmico y al comportamiento de los enlaces de transmisión de energía, se le da relevancia a las adquisiciones de temperatura; sin embargo, a modo de ejemplo, se pueden medir la humedad del suelo, la velocidad del aire en instalaciones al aire libre y/o túneles, el índice de flujo del refrigerador y las velocidades de bombeo, en instalaciones de refrigeración forzada, el desplazamiento mecánico o la tensión.

Todos los datos de los sensores locales relevantes S1 a S6, generalmente de tipo analógico, se suministran a una unidad digital de adquisición de datos DAU, donde se convierten convenientemente en formato digital.

Los datos digitalizados, correspondientes a cada uno de los sensores locales S1 a S6, se transfieren a una unidad de controlador lógico programable local PLC.

La unidad digital de adquisición de datos de entrada DAU y la unidad de controlador lógico programable local PLC están incluidas en la unidad de adquisición de datos y accionamiento DAD.

Un sensor distribuido DS se utiliza para recoger información distribuida en algunas características del enlace. En particular, un sensor de temperatura distribuido DS, que utiliza una fibra óptica como sensor, se utiliza convenientemente.

Esta fibra óptica está preferiblemente situada en una posición para poder monitorizar adecuadamente las variaciones de temperatura inducidas mediante las operaciones del enlace de transmisión de energía.

Puede colocarse linealmente a lo largo del enlace, en el interior o en el exterior del cable cuando se instala, se puede enrollar en espiral en el interior o sobre la superficie del cable, o en su proximidad o se puede colocar de cualquier otra manera ventajosa.

Preferiblemente, la fibra óptica está encerrada en la estructura del cable, en proximidad cercana con el aislamiento del cable, bajo la funda externa del cable; convenientemente, la fibra está encerrada en una estructura de protección, tal como un tubo de metal.

Alternativamente, la fibra óptica, convenientemente colocada en una carcasa de protección, está enrollada en espiral alrededor del cable cuesta colocada independientemente en el mismo tramo o similar.

Ejemplos de cables que incluyen una fibra óptica se describen en la patente europea EP 0 203 249.

El principio de detectar la temperatura utilizado es el reflectrómetro OTDR de dominio de tiempo óptico que mide la retrodifusión Raman.

Cuando se inyecta un pulso láser en una fibra, la luz incidente, en una pequeña parte, se retrodifunde. El espectro de luz dispersada está dominada mediante la dispersión Raleigh, pero también contienen pequeñas contribuciones de dispersión Raman, de los cuales el componente anti-Stokes está correlacionado con la temperatura local. Como la dispersión Raman es debida a la vibración térmica de la estructura molecular de la fibra óptica, su intensidad depende en gran medida que la temperatura de la fibra óptica. La dispersión Raman se puede detectar porque tiene una longitud de onda diferente de la luz incidente.

La medición de la temperatura se realiza a través de la medición de la amplitud de los picos anti-Stokes retrodifundidos. Dicha amplitud depende de la temperatura de la estructura molecular que ha generado la señal de retrodifusión, y, como todos los puntos de la fibra óptica generan una señal de retrodifisión cuando son alcanzados mediante el pulso láser, es una función del tiempo, proporcionando un perfil de temperatura de la fibra.

El tiempo de retorno de la señal retrodifundida proporciona una indicación sobre la distancia entre la estructura molecular de la fibra óptica que ha generado la señal retrodifundida, y el origen del pulso láser. Entonces, es posible conocer la posición (a partir del tiempo medido) y el valor (a partir de la amplitud) de las temperaturas locales a lo largo de la fibra.

Esta técnica se conoce como por ejemplo, a partir del artículo de H. Kent, G. Bucea con el título "Distributed temperatura sensing of high voltage cables - case studies from Sydney, Australia", CIGRE, sesión 1992.

El sensor distribuido DS está conectado a una unidad de adquisición del sensor distribuido DSAU. Esta unidad comprende un transmisor óptico, un receptor óptico y un dispositivo de procesamiento de señal. Una luz expulsada se transmite en la fibra. La frecuencia de repetición del pulso se determina mediante el tiempo de propagación en la fibra. La señal de retorno usa de promediar sobre muchos pulsos dependiendo de la entrada de energía y de la resolución requerida para reducir el nivel de ruido y para compensar la atenuación en la fibra.

El sistema de procesamiento de señal correlaciona cada lectura de la porción respectiva del cable, y convierte la información en datos digitales.

Ventajosamente, se prefiere operar las mediciones utilizando una medición final dual.

En esta condición operativa, los dos extremos de la fibra óptica utilizada como sensor distribuido DS están conectados a la unidad de adquisición del sensor distribuido DSAU y se realizan dos mediciones en serie desde los dos extremos.

Mediante la lectura de los niveles de las señales retrodifundidas a partir de los dos extremos es posible (mediante el simple promediado directo de la lectura de cada punto obtenido en las dos direcciones) para eliminar todas las atenuaciones no constantes, como en empalmes o atenuación concentrada a lo largo de las fibras.

Además, permite la capacidad de continuar realizando mediciones (con una precisión menor) incluso después de una rotura ocasional de una de las fibras ópticas utilizadas como sensor distribuido DS.

En cualquier caso, incluso mediciones finales simples se pueden aplicar cuando el modo operativo final dual más preciso no es aplicable por alguna razón.

La utilización de sensores distribuidos permite recoger mediciones de la temperatura del cable de una manera continua a lo largo de su segmento, sin la necesidad de acceder a una posición específica, como en el caso de sensores locales.

Los datos de salida de la unidad de adquisición del sensor distribuido DSAU se transfieren a la unidad de controlador lógico programable PLC. De cualquier manera, es posible transferirlos directamente a las unidades de procesamiento local LPU o a las unidades remotas RU.

La figura 2 muestra solamente una unidad de adquisición de datos DAU, una unidad de adquisición del sensor distribuido DSAU y una unidad de controlador lógico programable local PLC, pero se pueden utilizar varias de estas unidades y controladores, dependiendo del número de sensores locales S1 a S6 y del sensor distribuido DS, y también para propósitos de redundancia.

El valor de la corriente llevada por el enlace se monitoriza a través de un transformador amperométrico AT, que está también conectado a la unidad de adquisición de datos DAU. De cualquier manera, la información sobre el valor del tiempo real de la corriente en el enlace monitorizar no se puede hacer disponible al sistema mediante otros medios o, por ejemplo, directamente desde el proveedor de energía.

Una gran variedad de dispositivos de salida, llamados accionadores de control A1 a A3, se pueden implementar en el sistema. Estos accionadores de control A1 a A3 comprenden interruptores, reencaminadores, control de tensión y corriente, ventiladores y válvulas de flujo, etc. Estos accionadores de control están accionados mediante una unidad de controlador de línea de energía eléctrica EPLC, incluida en la unidad de adquisición de datos y accionador DAD.

En la figura 2 la unidad de controlador lógico programable PLC y la unidad de controlador de línea de energía eléctrica EPLC se muestran como si fueran dos bloques distintos, pero pueden ser la misma unidad que realiza ambas funciones.

La unidad de controlador lógico programable PLC y la unidad de controlador de línea de energía eléctrica EPLC están conectadas a una red de área local LAN.

Una unidad de procesamiento local LPU está también conectada a la red de área local LAN, para la elaboración local. Un ordenador personal se utilizaron, pero se puede utilizar cualquier tipo de ordenador.

El sistema operativo funciona preferiblemente en un modo cliente/servidor permitiendo operaciones multitarea.

Por supuesto, es posible utilizar directamente la unidad de procesamiento local LPU para generar señales de entrada y salida de control, de manera que la unidad de controlador lógico programable PLC y la unidad de controlador de línea de energía eléctrica EPLC pueden ser interfaces internas de la unidad de procesamiento local LPU.

Preferiblemente, una unidad de procesamiento local de copia de seguridad BLPU se puede conectar convenientemente a la red de área local LAN por propósitos de redundancia.

Cualquier tipo de unidades de propósito general útiles para el sistema se pueden conectar a la red de área local LAN, como por ejemplo, dispositivos de salida OD tales como impresoras o trazadores y dispositivos de almacenamiento de datos en masa MSD. Están accionados generalmente mediante la unidad de procesamiento local LPU.

Todos los elementos conectados a la red de área local LAN funcionan en un ambiente cliente/servidor, que puede compartir y transmitir todos los datos desde las unidades conectadas.

Las unidades remotas RU1 a RU4 están conectadas al sistema mediante una red de área amplia WAN.

La conexión remota se realiza a través de un marcador DL o una línea contratada LL. También se pueden utilizar enlaces de radio o enlaces de línea óptica no representados en la figura 2. En particular, se aceptan conexiones tanto desde unidades remotas fijas como móviles RU1 a RU4.

En particular, se han considerado básicamente tres capas de procesamiento de datos en el sistema.

Por supuesto, la representación en tres capas del proceso de computación es un ejemplo: se puede reducir o dividir en un número diferente de niveles según las necesidades del sistema, la complejidad y/o los requerimientos de los usuarios.

En la primera etapa, la unidad de controlador lógico programable PLC recibe los datos desde la unidad de adquisición de datos DAU y la unidad de adquisición del sensor distribuido DSAU.

Se comprueba la validez de los datos recibidos, por ejemplo, comparando los datos recibidos con un rango posible de valores admisibles, y, por lo tanto, puede reconocer un posible mal funcionamiento del sensor.

Otras actividades comprenden la identificación de algunos datos críticos de cada segmento según reglas apropiadas, que se explicarán posteriormente.

La unidad de controlador lógico programable PLC transfiere sus datos a la unidad de procesamiento local LPU.

En la misma capa de la unidad de controlador lógico programable PLC hay una unidad de controlador de línea de energía eléctrica EPLC que recibe los datos de control en formato digital desde la unidad de procesamiento local LPU y convierte esos datos digitales en señales de control para los accionadores de control A1 a A3.

En la segunda capa, la unidad de procesamiento local LPU recibe los datos desde la unidad de controlador lógico programable PLC, trasmite los datos a la unidad de controlador de línea de energía eléctrica EPLC, se comunica con los dispositivos de salida OD y los dispositivos de almacenamiento de datos en masa MSD, conectados en la red de área local LAN y se comunica con el usuario remoto RU1 a RU4.

La unidad de procesamiento local LPU procesa los datos recibidos, identifica los datos críticos de cada segmento y de cada enlace, realiza la generación de la alarma y almacena los datos históricos y los datos en tiempo real.

La tercera capa, las unidades remotas RU1 a RU4 recogen los datos y dirigen una serie de unidades de procesamiento local LPU; pueden volver a reconfigurar el sistema completo y realizar un análisis del sistema avanzado fuera de línea y en línea.

La figura 3 muestra un diagrama de un ejemplo de los módulos de elaboración según la presente invención.

La figura 3 se aplica al ejemplo de operaciones realizadas en cada unidad de procesamiento local LPU que está capacitada para la mayor parte de la computación. Todo los conceptos generales también son aplicables a los controladores lógicos programables PLC y a las unidades remotas RU, las diferencias más relevantes se explicarán posteriormente.

En este ejemplo, se muestran cinco tipos de módulos en líneas de trazos: un módulo de entrada IM, un módulo de análisis de datos DAM, un módulo de salida OM, un módulo de dirección MM y un módulo de base de datos DBM.

El módulo de entrada IM comprende los siguientes submódulos.

El accionador de interfaz de adquisición de datos DAI recibe los datos desde el controlador lógico programable PLC, valida los datos recibidos, es decir, analiza todos los datos recibidos mediante la aplicación a dichos datos de reglas seleccionadas predeterminadas para reconocer los valores límite, también comprueba (donde sea aplicable) bits de paridad, bits de error, el estado de la transmisión y solicita la retransmisión de los datos en el caso de fallos y los convierte en un formato común independiente del formato de los datos recibidos.

Una interfaz de máquina de hombre de entrada IMMI recibe todas las entradas de las unidades de entrada tales como centralitas, teclados, ratones, almohadillas, etc.

Preferiblemente, la interfaz humana de máquina de entrada IMMI es un módulo separado que se puede activar o desactivar si la unidad de procesamiento local LPU está sin supervisión, para reducir su carga de trabajo.

El módulo de salida OM comprende los siguientes submódulos.

Una interfaz de hardware de control del sistema SCHI transfiere en el formato apropiado todos los datos de control generados mediante el sistema a la unidad de controlador de línea de energía eléctrica EPLC.

Una interfaz de máquina de hombre de salida OMMI representa todos los datos que son necesarios para mostrar adecuadamente el estado y el comportamiento de los enlaces de transmisión de energía y del propio sistema. Los datos de salida están representados sobre dispositivos de salida tales como monitores, paneles de leds, etc. Preferiblemente, la interfaz genera también sonidos para representar advertencias de alarma sobre las condiciones relevantes.

Un accionador de la interfaz de red NID transfiere los datos que se han de transferir a través de las redes, la red de área local LAN y la red de área amplia WAN, utilizando los diferentes protocolos de las redes seleccionadas, y gestiona todo el hardware de la red de unidades.

Una interfaz de los dispositivos de salida ODI interrelaciona todos los dispositivos de salida tales como impresoras, cartuchos de datos, unidades de cinta y similares.

El módulo de dirección MM comprende los siguientes submódulos.

El primero es un sistema de arranque automático y de salvaguarda de los procedimientos del submódulo ASSU que realiza la activación o la recuperación autónoma del sistema en el caso de un fallo de energía o situaciones similares. Para hacer esto, utiliza la última configuración del sistema y la utiliza para las operaciones de arranque.

Cuando no están disponibles datos históricos del enlace en el sistema de arranque, este módulo es también responsable de la generación de todos los datos que se han de utilizar para la evaluación del comportamiento del enlace de energía. Para funcionar de una manera segura hasta que una cantidad suficiente de datos esté disponible, en su lugar se utilizan valores de seguridad predeterminados, por ejemplo se pueden utilizar valores esperados de arranque en el diseño del enlace.

La serie completa de operaciones de todos los módulos de elaboración se organiza mediante el segundo submódulo: el organizador del sistema y el controlador llamado controlador del procedimiento del módulo MPC.

Se activa el método de valuación en una serie separada de operaciones que se realizan a bordo se utilizan para el análisis del estado del enlace de energía y su comportamiento. En particular, para cada uno de los enlaces de transmisión de energía que se monitorizar mediante una LPU, este submódulo crea un proceso, que utiliza los datos de campo relevantes desde ese enlace y/o la descripción almacenada del enlace, funcionando el nuevo proceso en paralelo con todos los otros.

El controlador del procedimiento del módulo MPC está entonces también autorizado para la activación y la desactivación de todos los submódulos y de todos los procesos que ha generado.

El módulo de análisis de datos DAM comprende los siguientes submódulos.

El módulo de análisis estadístico SAM realiza, bajo solicitud o durante el ciclo operativo normal, todos los análisis estadísticos sobre los datos del sistema. Como ejemplo, el módulo de análisis estadístico SAM, basado en las temperaturas de aislamiento, registradas previamente, predice el porcentaje de envejecimiento o intervalo de vida "consumido", en el momento presente, mediante los elementos del enlace; es decir, empezando desde un periodo de la vida de diseño de los elementos de los enlaces de transmisión de energía, el submódulo evalúa, caso por caso, el porcentaje del período de vida que le queda a los varios elementos, accionando el proceso de mantenimiento antes de los fallos y de una manera preventiva para aumentar la capacidad del sistema. El procedimiento aplicado se explicará posteriormente.

El módulo del procedimiento de generación de la alarma AGP compara los datos seleccionados que se han de monitorizar de una manera adecuada con los valores límite y/o inaceptables y reconoce el mal funcionamiento y las indicaciones de fallos. Según unas reglas predefinidas, genera y distribuye todas las alarmas generadas sobre todo el sistema.

Un módulo de procedimiento de dirección de los datos históricos HDMP dirige todo tipo del almacenamiento de los datos históricos: en particular, reconoce en tiempo real, entre los datos que el usuario ha seleccionado para su almacenamiento, que datos se han de almacenar, en tiempo real, según reglas de muestreo predefinidas seleccionadas para cada tendencia única de datos. Como ejemplo, se pueden almacenar datos de cambios rápidos con un índice de muestreo alto, tal como cada minuto, y datos de cambio lento se muestrearán con un índice de muestreo bajo, tal como cada hora.

Un submódulo de control de mal funcionamiento y fallos del sistema SM está presente. Este submódulo controla de manera continua el estado del sistema y el comportamiento operativo para reconocer unidades que fallan, comportamientos inaceptables y genera solicitudes de reconfiguración, por ejemplo si una unidad del sistema falla que termina al sistema que utilice las unidades de copia de seguridad.

En lo que se refiere a las diferentes unidades, se puede comprobar su comportamiento y su estado, preferiblemente, realizando el análisis sobre sus registros de estado, o solicitando que realicen operaciones y a continuación comprobando si responden tal como se espera a esas solicitudes.

Respecto a lo que se refiere a los submódulos, su actividad se puede comprobar, por ejemplo, mediante su aplicación periódica a una serie predeterminada de datos de entrada para una comprobación cruzada de las salidas con las anteriores.

Cualquier mal funcionamiento reconocido genera alarmas y posiblemente la conmutación entre unidades o submódulos de copia de seguridad paralelos para eliminar la unidad que funciona mal o devolverla a un comportamiento aceptable.

Las solicitudes de reconfiguración generadas por el mal funcionamiento del sistema y el módulo de control de fallos SM, activan una reconfiguración del sistema y un procedimiento de actualización SRUP.

Se controla la configuración del sistema, es decir, se controlan las unidades disponibles, los submódulos y las redes en el sistema y aplica reglas predeterminadas, descritas y registradas a bordo, para reconfigurar las unidades, los submódulos y las redes. Esto se realiza mediante la activación de las copias de seguridad (para unidades y elementos de la red) o el reajuste de las unidades y los submódulos que han fallado.

La reconfiguración del sistema y submódulo del procedimiento de actualización SRUP pueden almacenar a bordo toda la información sobre las condiciones operativas relevantes del sistema después de la reconfiguración, y esa información estará entonces disponible en el futuro para el módulo de arranque y de procedimientos de salvaguarda ASSU, que se utiliza como una configuración de arranque en el caso de un fallo general.

Un módulo de modelos de cables CMM, donde se realizan los cálculos de los análisis de datos, se explicará posteriormente.

El módulo de base de datos DBM comprende las siguientes bases de datos. Los datos de la condición de disposición de los cables y los datos de configuración del sistema se almacenan en una base de datos de descripción del sistema SDDB, que se utiliza, actualiza y se muestra a los usuarios siempre que se solicite.

La base de datos de descripción del sistema SDDB está diseñada para almacenar múltiples descripciones de los enlaces de transmisión de energía y para ser completamente actualizable en tiempo real mediante el módulo de reconfiguración del sistema y de procedimientos de actualización SRUP dentro de las operaciones normales de la unidad de procesamiento local LPU, es decir, sin la necesidad de interrumpir el ciclo operativo del sistema.

Todos los pasos en tiempo real, después de su validación, se almacenan continuamente a bordo y se actualizan en una base de datos en tiempo real RTDDB; dicha base de datos puede ser accesible por parte de todos los submódulos y usuarios, tanto para leer los datos compartidos en común o para escribir datos para modificar la base de datos en tiempo real RTDDB (debido a una nueva adquisición de datos, datos evaluados un nuevo evento).

El acceso y las operaciones están generalmente limitadas mediante diferentes niveles para evitar que usuarios no autorizados alteren los datos del proceso; esto se realiza utilizando capacidades y rutinas del sistema operativo estándar que también se han integrado en el sistema. Los niveles de permisos y accesos de los usuarios se almacenan y se mantienen en una base de datos dedicada de usuarios del sistema SUDB.

Entre todos los datos en tiempo real (como las lecturas de los sensores de campo, los resultados de los cálculos, las acciones de los usuarios, las alarmas y las respuestas de los usuarios a las alarmas) los relevantes para el análisis histórico se almacenan a bordo de una manera continua en una base de datos histórica dedicada HDB; esta base de datos está dirigida mediante el módulo de procedimientos de dirección de los datos históricos HDMP.

La carga de trabajo de la base de datos histórica se organiza mediante una configuración preliminar, donde los datos seleccionados que se almacenan en los archivos históricos se listan y donde las reglas del almacenamiento (como el índice de muestreo, etc.) se describen completamente para todas las variables seleccionadas.

En particular, para cada variable que se ha de almacenar, aparte de la descripción general y del origen de la variable, es decir, la unidad o el submódulo en el sistema que la origina, se define el índice de muestreo, el rango de variación para optimizar tanto la representación en los archivos históricos como la cantidad de datos almacenados. El almacenamiento a bordo de los datos históricos se utiliza en el procesamiento para tener en cuenta las oscilaciones térmicas de los elementos de enlace de transmisión de energía. En el arranque del sistema no están disponibles datos históricos y el módulo de arranque del sistema y de procedimientos de salvaguarda ASSU asume el control, hasta que estén disponibles una cantidad suficiente de datos.

El almacenamiento de los datos históricos se puede interrumpir y activar por separado, para cada uno de los datos históricos seleccionados, según las necesidades del usuario y del sistema.

El llenado de la memoria y del almacenamiento en masa de la base de datos histórica HDB se monitoriza mediante el módulo de procedimientos de dirección de los datos históricos HDMP: se emiten avisos y alarmas preventivas siempre que se solicite el volcado de la base de datos históricos HDB para guardar los valores antiguos en un dispositivo externo; de cualquier manera, el sistema es capaz de almacenar datos del largo periodo y si no se realiza ninguna intervención en los datos más antiguos, estos se sobrescriben.

Tal como se ha indicado, el sistema es capaz de la generación autónoma de alarmas, mediante el módulo de procedimientos de generación de alarmas AGP, que se envían a los usuarios. Todas las alarmas se almacenan a bordo en una base de datos de las alarmas del sistema SADB en paralelo con las respuestas de los usuarios a las alarmas.

La base de datos de las alarmas del sistema se basa en un archivo de configuración donde todas las alarmas están listadas y descritas completamente: cada alarma tiene su propia descripción única, un nivel de importancia, una unidad de origen/submódulo y varias indicaciones de estado. Estas indicaciones pueden ser, por ejemplo: el estado presente -que indica si la situación de alarma es todavía válida-, el reconocimiento por parte de los usuarios, es decir, el hecho de que por lo menos un usuario (posiblemente capacitado a hacerlo para alarmas muy importantes) han reaccionado algo para ello a través de la interfaz de la máquina y el hombre de entrada IMMI.

Todas las acciones de reconocimiento se registran a bordo, así como del nombre del usuario que las realiza, esto se realiza para el posterior control de las acciones de los usuarios realizadas en el sistema y para el análisis fuera de línea de los defectos y los errores del sistema.

Preferiblemente, otra serie de indicaciones para cada alarma indican la posibilidad de imprimir automáticamente la alarma seleccionada, para generar sonidos, para activar procedimientos, para presentar un aviso gráfico usuario a una serie nueva de datos para conseguir entender mejor el estado del sistema.

Otra base de datos de a bordo, utilizada para actividades de mantenimiento y dirección de la red local y remota es la base de datos de la red NDB. Esta base de datos almacena toda la información sobre la red de área local LAN y la red de área extendida WAN, y se utiliza en general para la conexión automática de todas las unidades en las redes.

En lo que se refiere al módulo de los modelos de los cables CMM mencionado anteriormente, es uno de los submódulos más importantes del módulo de análisis de datos DAM mencionado anteriormente. Es importante recordar que el módulo realiza algunos de los análisis más avanzados sobre los datos del sistema.

El módulo de los modelos de los cables CMM lee los datos de entrada desde la base de datos en tiempo real RTDDB y la base de datos de la descripción del sistema SDDB. Estos datos se escriben, por ejemplo, sobre la base de datos en tiempo real RTDDB, mediante la unidad de controlador lógico programable PLC, en una frecuencia de tiempo predeterminada, por ejemplo cada minuto, o tan pronto como están disponibles desde la unidad de adquisición de los sensores distribuidos DSAU y desde la unidad de adquisición de datos DAU. Esto significa que hay una actualización continua de esta base de datos. Los datos en la base de datos de la descripción del sistema SDDB, por el contrario, se pueden cambiar por parte de los usuarios o mediante alguna operación de reconfiguración.

El módulo de los modelos de los cables CMM describe cada segmento con un circuito térmico de constantes agrupadas conocido, donde el cable y los elementos accesorios son representados como una red de resistencias térmicas en serie y de condensadores térmicos en paralelo. El calor que provoca el calentamiento del cable está representado en el modelo mediante generadores de energía.

Para cada segmento seleccionado del enlace, según el comportamiento respectivo, debido a la diferente disposición de configuración, el sistema autoriza un modelo diferente que se utiliza para realizar todas las evaluaciones necesarias sobre el estado térmico real del enlace de potencia y sobre la predicción del comportamiento adicional según las oscilaciones térmicas.

Mediante estos datos adquiridos, las condiciones operativas del segmento son evaluadas mediante el modelo.

La evaluación del módulo de los modelos de los cables CMM se puede considerar como separada en dos procesos: el primero evalúa los puntos calientes en el cable (y también los accesorios) y el segundo evalúa el comportamiento ambiental.

La evaluación de la temperatura del cable, y en particular la temperatura del conductor del cable, que es frecuentemente el punto caliente del cable, en las condiciones de oscilación térmica, se puede evaluar, ya que básicamente depende de las características térmicas y geométricas del propio cable. Dichas características se conocen a priori o se pueden obtener fácilmente a partir de los parámetros de instalación. Además, esas características son estables a lo largo del tiempo y, por lo tanto, se pueden considerar que dependen solamente de la temperatura local según dependencias bien conocidas. Por lo tanto, la temperatura del conductor se puede evaluar por sí misma de una manera precisa cuando hay una serie de datos completos que describen tanto el cable como su historia en el pasado, es decir, la corriente que fluye en el cable desde su activación o desde que se ha establecido un régimen de temperatura estacionario.

En lo que se refiere al comportamiento térmico del ambiente externo, las cosas no son tan directas: el ambiente externo, en general, no tienen comportamiento totalmente conocido a priori y además puede ser variable a veces de maneras inesperadas. Además de los cambios estacionales, también se han de tener en cuenta cambios debidos a la actividad humana: puntos calientes provocados por el calentamiento independiente de la sección (tales como, por ejemplo, el calentamiento debido a la posterior disposición de tuberías de vapor o de gas cerca de los elementos de enlace de potencia en el subsuelo lleno de una ciudad), la inserción de elementos ferromagnéticos tales como polos, tubos o cajas que aumentan de manera local la generación de calor variando el comportamiento magnético alrededor del cable. Todos esos cambios ambientales inesperados no se pueden predecir y se monitorizar por separado.

Otra diferencia fundamental entre las oscilaciones en la parte de la sección "interna" o "externa" del cable es la constante del tiempo del fenómeno: por ejemplo, las oscilaciones en el interior del cable son del orden de unas pocas horas, mientras que las oscilaciones en el exterior del cable, tal como en el caso de un cable colocado en relleno posterior, tiene una constante de tiempo del orden de días o semanas. Además, los cambios ambientales tales como los debidos a la migración de la humedad pueden producirse en algunas semanas. La solicitud de energía típica por parte del usuario muestra escalones en el valor de la corriente solicitada que cambian cada dos o tres horas aproximadamente. Eso significa que durante ese momento es importante tener en cuenta las oscilaciones térmicas de la sección "interna" o "externa" del cable, para predecir la evolución de la temperatura del cable.

La evaluación de la resistencia externa se basa otra vez sobre un método de constante agrupada, modificada de manera que las constantes se controlan de una manera continua para realizar un cálculo adaptativo. Como el efecto de la corriente -y la generación de calor- se pueden apreciar completamente conociendo la historia temporal de las temperaturas y la corriente, cualquier variación adicional es debida, de hecho, a una variación en la capacidad de difusión térmica del ambiente externo; es decir, la capacidad del ambiente a disipar el calor. Por lo tanto, es conveniente evaluar la resistividad térmica y la capacidad de difusión del ambiente externo para predecir el comportamiento del cable.

Las resistencias térmicas calculadas correlacionadas con el flujo de calor real y con las características conocidas de la tierra permiten predecir el posible secado de las secciones subterráneas.

En el caso de cables en el aire, el conocimiento de la resistividad externa - debida a la variación en el régimen del flujo de aire influencia la capacidad del ambiente para enfriar los elementos del enlace y, por lo tanto, la variación influencia las cargas de corriente admisibles.

La evaluación del módulo que los modelos de los cables CMM es la siguiente.

- En el caso donde no se mide la temperatura directa del conductor, el módulo del circuito térmico de las constantes agrupadas evalúa la temperatura de los conductores empezando desde el valor de la temperatura generado mediante el sensor térmico colocado en la proximidad del cable. Es conveniente conocer la posición precisa y el origen del sensor para permitir que el modelo considere de una manera correcta las características materiales entre el sensor y el conductor del cable. Esto tiene una relevancia particular cuando los sensores están colocados fuera del cable.

El cálculo está basado en el valor presente de las temperaturas y de la corriente llevada por el cable y en los datos históricos; en particular, todas las oscilaciones pasadas producidas sobre el segmento considerado se tienen en cuenta. La utilización de una serie de datos que describen el comportamiento histórico pasado completo del segmento permite alcanzar un alto grado de precisión y de conocimiento sobre su comportamiento real.

- La resistividad térmica del ambiente, y la posible condición de secado de la tierra se calculan para los segmentos enterrados. Esto se realiza, tal como se ha descrito anteriormente, mediante la utilización de valores históricos de cargas de energía y de temperatura. El secado de la tierra se prevé así mediante el sistema, que genera de manera autónoma con advertencias y alarmas a los usuarios para evitar la condición de inestabilidad térmica (condiciones térmicas de agotamiento).

- Se evalúan las cargas de corriente máximas que, en intervalos de tiempo definidos, que producen la temperatura máxima aceptable del conductor.

- Se evalúan las sobrecargas de corriente que, en intervalos de tiempo definidos, producen la temperatura máxima del conductor sobrecargado.

- Se evalúa el tiempo para alcanzar la temperatura máxima aceptable del conductor asumiendo las condiciones de cargas reales.

- Se evalúa el envejecimiento de cada parte del enlace basado en la temperatura metida o evaluada real de los diferentes elementos del cable. Dichos valores de la temperatura se suministran a un módulo de análisis estadístico SAM. Los efectos de los valores de la temperatura medidos sobre el envejecimiento de las porciones del enlace se evalúan mediante el módulo de análisis estadístico SAM sobre la base de un modelo apropiado, tal como la ley de Arhenius. Como el envejecimiento se puede medir en temperaturas diferentes para los materiales normalmente utilizados en los cables y en los accesorios, es por lo tanto posible evaluar el índice de envejecimiento para cada elemento mediante su temperatura evaluada o medida durante su funcionamiento. Además, el intervalo de la vida residual depende estadísticamente depende del gradiente eléctrico en el material de aislamiento del cable; esto se puede tener en cuenta aplicando, por ejemplo, un análisis estadístico de Weilbull para cada cable que sea de monitorizar. Es entonces posible evaluar la probabilidad de supervivencia del cable y de los elementos accesorios y computar su intervalo de vida residual.

Todos los análisis anteriores se realizan en serie para cada segmento en el cual el enlace se ha dividido y descrito en la base de datos de la descripción del sistema SDDB.

El módulo de los modelos de los cables CMM también computa, para todo el enlace, el estado general total: por ejemplo, la temperatura máxima del enlace (que en algunos casos se puede considerar como el factor límite de la corriente para el enlace) será igual al máximo entre las temperaturas máximas de cada segmento del enlace y así para cada una de las características seleccionadas del enlace.

La evaluación de los comportamientos del cable en el enlace se divide convenientemente en procesos paralelos para reducir el tiempo de evaluación total.

Cada proceso paralelo se ocupa de la serie de segmentos del enlace almacenados en los registros de la base de datos de la descripción del sistema SDDB.

Es posible detener los procesos en cables inactivos para concentrar todo los esfuerzos en los operativos. La activación de la monitorización de nuevos cables es posible, ya que se utilizará simplemente una nueva tarea de computación en paralelo que no interfiere con la previa. No es necesario detener el sistema cuando se añaden nuevos enlaces a los monitorizados.

El módulo de los modelos de los cables CMM también identifica el punto del segmento donde se producen discrepancias con datos anómalos respecto al comportamiento esperado.

Como ejemplo, estas discrepancias pueden estar relacionadas con las temperaturas que están fuera de un intervalo de confianza de temperaturas adecuado, o temperaturas que se desvía en mucho de los valores esperados, o una temperatura mayor en dicho segmento.

Estas discrepancias indican que el segmento no se ha de representar mediante un único comportamiento común. Entonces el segmento se puede dividir, durante el funcionamiento normal, en dos o más subsegmentos, hasta que se alcance una representación satisfactoria. La longitud de un subsegmento, por ejemplo, será tan larga como para que incluya todos los puntos donde se detectan estos datos anómalos.

Como ejemplo, si se producen pérdidas concentradas en un punto del segmento, debidas a la aparición de un objeto ferromagnético enterrado por primera vez cerca del cable o debido a cualquier elemento colocado en la proximidad del cable que pueda modificar el comportamiento térmico del cable, las discrepancias con los datos anómalos respecto al comportamiento esperado de dicho. Serán reconocidos por el sistema, y se generara una advertencia para el usuario. En consecuencia, uno o más nuevos segmentos se definen mediante la introducción de nuevos parámetros térmicos relevantes, de manera que se realiza un análisis más preciso.

De esta manera, el sistema puede adaptarse fácilmente a las condiciones operativas cambiadas, a los eventos inesperados y a los retrocesos en la instalación, ya sea de manera manual o automática. Es entonces posible localizar exactamente, por ejemplo dependiendo de la distribución de los sensores, el lugar en el segmento o el segmento donde se encuentra y se recogen estas discrepancias.

Ejemplo 1

Para probar una instalación típica y como parte del diseño del sistema, se ha desarrollado y se ha hecho funcionar un prototipo completo a escala.

Se ha utilizado como enlace de transmisión de energía un bucle cerrado de dos cables de energía paralelos con un conductor de aluminio de 1600 mm^{2} aislado con XLPE. La longitud total del bucle era de aproximadamente 250 m, colocado con una separación axial de 0,3 m entre los dos cables paralelos del bucle.

La parte monitorizada del cable se ha subdividido en cuatro segmentos dependiendo de las condiciones de disposición: cables en conducto subterráneo, cables en mortero de cemento y cables en rellenos posteriores seleccionados y no seleccionados.

Estas dos últimas condiciones se han elegido para mostrar la capacidad del sistema de prever el secado de la tierra: un buen relleno posterior seleccionado, es decir una tierra que tiene la granulometría apropiada que puede mantener mejor la humedad que una no seleccionada. La migración de la humedad de la tierra selectiva básicamente mediante gradientes térmicos (debido al calentamiento mediante los cables) y las fuerzas de capilaridad entre los granos de tierra. La humedad de la tierra afecta mucho al intercambio térmico del cable.

La corriente en el bucle de cables se ha generado mediante 12 transformadores de calentamiento (producidos por parte de SpecialTrasfo Via A. Doria 8, Cologno Monzese, Milán, modelo TRL26) cada uno capaz de 26,5 kVA, en los que la bobina secundaria se constituyó en mediante el bucle de cables cerrado. Cada transformador se ha colocado en paralelo con su propia serie de condensadores (producidos por parte de ICAR Corso Magenta 85, Milán, modelo SuperRiphaso con una potencia nominal de 20 kVAR, alcanzando una capacidad de 400 \muF cada uno) para volver a la fase de la corriente y reducir la corriente necesaria para activar el bucle. La corriente del bucle se ha controlado variando la tensión de alimentación de los transformadores mediante un variador de tensión (tipo V40 del ya citado SpecialTrasfo) con una potencia nominal de 40 kVAR.

En el prototipo se han utilizado sensores de temperatura distribuidos y termopares. Algunos de los sensores de temperatura, que incluyen los sensores distribuidos, se han utilizado para el funcionamiento del sistema y otros sensores de temperatura se han utilizado para comprobar puntos predeterminados para comparar la temperatura evaluada en esos puntos, con la temperatura real en estos puntos. Los termopares eran del tipo de cobre/constantano. Estaban girados y se ha añadido una doble pantalla para reducir la posible interferencia de ruido electromagnético.

El sensor de temperatura distribuido DSAU era un DTS 800-MR producido por York Sensor Limited, York House, School Lane, Chandler's Ford, Hampshire, GB. Pueden medir temperaturas hasta a una distancia de 12 km sobre dos bucles de fibras, con una resolución espacial de 1 m.

Se ha implementado una doble medición final con un cambiador autónomo a una medición final dual simple para continuar las operaciones normales después de una posible rotura de una única fibra. Se han utilizado dos bucles de fibra: el primero estaba situado sobre las capas externas de las porciones del cable y el segundo a una distancia constante fuera de la superficie del cable, para verificar la aplicación del modelo con una configuración de sensor dual.

La corriente en el bucle fue monitorizada mediante un transformador amperométrico AT; se utilizó el modelo A0S de Tecnotrasformatori Srl, Via Lambro 26, Opera, Milán, con una relación de 3000/5.

La adquisición de datos, que comprende la unidad de controlador lógico programable PLC y la unidad de controlador de línea de potencia eléctrica EPLC, se han unido juntas en un modelo de pista de tarjeta múltiple T-Rack de Orsi Automazione Spa Corso Europa 799, Génova, con 4 tarjetas de entrada analógicas, 1 tarjeta de salida analógica y 2 tarjetas de entrada digitales; el número total de canales de I/O era de 144.

Como unidad de controlador lógico programable PLC se ha seleccionado la Serie 8 dual de Orsi Automazione citado anteriormente.

Como unidad de procesamiento local LPU se ha seleccionado un ordenador de sobremesa basado en un procesador Pentium.

El sistema operativo presente es Windows NT.

En la instalación de prototipo se utilizó una ArcNet LAN, con un conector activo para permitir el funcionamiento del sistema con múltiples unidades. Está producido por SMC, 20 quarter, rue Schnapper, St. German en Laye, Francia, tipo HUB03-240.

En la configuración experimental se ha utilizado una línea contratada utilizando un estándar V35 para conectar la unidad de procesamiento local LPU con las unidades remotas RU1-RU4, se implementó una línea de marcado de componente con un módem rápido para la conexión móvil desde una estación de control móvil (un portátil Pentium con una tarjeta módem rápida) para permitir el control remoto de todo el sistema y para validar los procedimientos operativos en esta configuración.

En la instalación de prototipo, las temperaturas del conductor en las diferentes secciones se predijeron con un error menor a \pm 1ºC con referencia a las medidas directamente en el interior del aislamiento del cable.

La longitud máxima aceptable de un sensor de temperatura formado mediante termopares es del orden de algunos cientos de metros, cuando se implementa un apantallado y una protección adecuada; cuando las señales se digitalizan localmente, se pueden trasmitir para unos pocos kilómetros.

Para los sensores ópticos de temperatura distribuidos, están disponibles en varias versiones actualmente, hasta longitudes de 140 km.

La red de área local LAN es en general no más ancha de unos pocos cientos de metros hasta algunos kilómetros cuando se utilizan redes de fibra óptica.

Un ejemplo de la operación realizada mediante la presente invención se describe en las figuras 4 a 6.

En particular, la figura 4 muestra, por ejemplo, un segmento de un enlace de transmisión de potencia, que consiste en un cable C, con los sensores de temperatura asociados S1 a S4, que proporcionan los valores de temperatura relevantes T1 a T4 registrados en el perfil térmico P. En el caso del sensor local, la respectiva posición I1 a I4 es conocida por diseño. En el caso de que la temperatura se detecte mediante la reflectometría óptica de dominio de tiempo OTDR (es decir, el sensor distribuido) el perfil térmico completo P a lo largo del segmento del cable se conoce con la resolución del instrumento utilizado.

En la operación más simple del sistema, la condición operativa del segmento se determina mediante la temperatura medida más alta en el segmento (T3 en el ejemplo), que se compara con un valor de temperatura crítica Tc. En el caso de que T3 supere Tc, se generará una alarma y/o una señal de control para provocar una acción de regulación en el enlace.

Tc se selecciona para proporcionar un margen de seguridad respecto al fallo del cable. Y, típicamente, la anchura del margen de seguridad depende de la proximidad del sensor al área crítica en el cable.

A modo de ejemplo, con los sensores situados en o cerca de la superficie externa del cable y en ausencia de cualquier operación significativa adicional sobre los valores de temperatura medidos, un valor conveniente de Tc típicamente no supera aproximadamente el 50 \div 60% de la temperatura máxima que se puede aceptar para el aislamiento del cable (que es generalmente 70-90ºC), para tener en cuenta todo el perfil de temperatura a través del aislamiento.

En el caso de que el sensor térmico S esté situado en la proximidad del cable C, por ejemplo en un relleno posterior B, a la distancia d de una posición crítica I en el interior del cable C, es decir, en una posición I entre el aislamiento del cable IS y el conductor CC, tal como se muestra en la figura 5, la temperatura Te, es decir la condición operativa real del cable, se calcula sobre la base de la temperatura medida Tm, según un modelo predeterminado, teniendo en cuenta valores adicionales proporcionados por los otros sensores, tal como la corriente llevada del cable, la humedad de la tierra, los parámetros de la refrigeración forzada, etc. tal como se proporciona mediante los sensores correspondientes y mediante los valores de diseño predeterminados.

Además, es ventajoso tener en cuenta en este cálculo la resistividad térmica y las oscilaciones térmicas que se producen sobre el segmento, para tener en cuenta el flujo térmico de tiempo variable en la sección transversal del cable y alrededor del propio cable.

Para evaluar el efecto del flujo de térmico variable en las secciones transversales, las condiciones operativas del cable y sus alrededores se registran durante las operaciones en intervalos predeterminados; por ejemplo, los valores de la temperatura se registran cada minuto y los parámetros que cambian lentamente, tal como la humedad de la tierra, se registran cada hora.

Estas oscilaciones térmicas corresponden al fenómeno mediante el cual la temperatura variante que se produce a través de las capas del cable alcanza un valor asintomático. A modo de ejemplo, el tiempo asociado con dichos oscilaciones en el interior del aislamiento del cable puede ser de entre 4 y 8 horas y más, dependiendo del tamaño del cable. Por el contrario, las oscilaciones térmicas en el ambiente externo del cable, específicamente en los enterrados, pueden ser más largas que varios días. En consecuencia, la temperatura del punto de referencia I, y su evolución en el tiempo, se evalúa considerando los parámetros medidos en el tiempo instantáneo, y los correspondientes parámetros almacenados en relevantes para un período de tiempo predeterminado, preferiblemente varios días antes o posiblemente toda la vida operativa del cable.

Mediante la utilización del procedimiento de la invención, es decir, mediante la evaluación de la temperatura en la posición crítica I del cable, la dependencia del tiempo de los valores considerados se aprecia completamente.

La comparación se puede realizar con referencia a la temperatura crítica T'c del punto I, que puede estar convenientemente más próximo a la temperatura máxima que puede soportar el cable.

Además del conocimiento de la temperatura en un momento dado y del conocimiento de una nueva solicitud de corriente por parte del usuario, el modelo predice la temperatura en un momento posterior. En consecuencia, la acción correspondiente, cuando se requiere, se puede provocar bien avanzado respecto al momento del cual el cable supera la temperatura crítica T'c.

Esto se utiliza para predecir el comportamiento térmico del segmento del cable para diferentes cargas y momentos y para provocar respuestas a tiempo para evitar sobrecargas.

En particular, las cargas de corriente máxima es que, en intervalos de tiempo definidos, llevan a evaluar la máxima temperatura aceptable del conductor y a la sobretemperatura máxima aceptable del conductor.

También se evalúa el tiempo para alcanzar la temperatura máxima aceptable del conductor y la temperatura máxima aceptable del conductor asumiendo las condiciones de carga reales.

De esta manera, mediante la predicción de la temperatura del enlace del cable es posible anticipar las acciones de control para no sobrecargar o sobrecalentar el cable.

Basado en la temperatura de las diferentes partes del cable, se evalúa estadísticamente el envejecimiento de cada parte del enlace.

Basado en el cálculo realizado sobre cada segmento, se evalúa el estado general total para todo el enlace monitorizado.

Además, se identifican los puntos del segmento donde hay discrepancias o valores anómalos del comportamiento esperado, basados en el cálculo previo.

Por ejemplo, considerando un punto particular del cable y con referencia a la figura 6, en el momento t1 la temperatura es T1. Basado en el modelo, en el momento t2 la temperatura esperada ha de ser T2, y en el momento t5 la temperatura esperada ha de ser T5, que podría representar la temperatura máxima admisible del cable, esperada el momento t5. Si la temperatura medida en el momento t2 es T3 y está lejos del valor esperado T2, por ejemplo está fuera de un nivel de confianza predefinido, esto podría significar que se ha producido un comportamiento anómalo del cable o sus alrededores en ese punto, por cualquier tipo de las causas ya citadas.

En este caso, el comportamiento del cable ya no es más que el esperado. Según la invención, la parte del segmento que tiene el comportamiento anómalo se aísla, dividiendo el segmento en por lo menos dos subsegmentos, para tener en cuenta el nuevo comportamiento. La longitud del nuevo subsegmento podría ser como la porción del segmento que comprende las medidas anómalas.

Para el nuevo subsegmento se utiliza un nuevo modelo, o una nueva serie de parámetros, para predecir la temperatura adecuada T4 en el momento t3, y por lo tanto predecir la temperatura máxima adecuada admisible del cable T5, esperada en este caso en el momento t4, es decir más pronto que antes, permitiendo una alarma a una regulación temprana.

El módulo de los modelos de los cables CMM evalúa, de esta manera, las condiciones operativas críticas relacionadas con el segmento y con el enlace, identificando los datos críticos del enlace.

Los datos críticos son la información relacionada con el estado y el comportamiento de los segmentos en el enlace.

Podrían ser, tal como ya se ha dicho, por ejemplo, la temperatura máxima, u otros parámetros críticos, el segmento y del enlace, o las discrepancias o los datos anómalos del comportamiento esperado.

El funcionamiento detallado utilizado para las evaluaciones no se describe aquí porque con la información aquí indicada, está dentro de la capacidad del experto en la materia.

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Referencias citadas en la descripción

Esta lista de referencias citadas por el solicitante es solamente para conveniencia del lector. No forma parte del documento de patente europea. Aunque se ha tomado la máximo cuidado en la recopilación de las referencias, no se pueden excluir errores u omisiones y la OEP se descarga de cualquier responsabilidad en este aspecto.

Documentos de patente citados en la descripción

\bullet EP 0466155 A [0012]

\bullet US 4728887 A [0016]

\bullet EP 0203249 A [0046]

Claims (28)

1. Procedimiento para transportar energía eléctrica en un enlace de conducción de corriente, que comprende:

- suministrar una corriente eléctrica de un valor predeterminado en el enlace;

- dividir dicho enlace en un número predeterminado de segmentos (CS1, CS2, CS3, CS4, CS5, CS6, CS7);

- colocar una pluralidad de sensores de temperatura (S1, S2, S3, S4, S5, S6, DS) a lo largo del enlace, de manera que tienen por lo menos dos valores de sensor en asociación con cada uno de dichos segmentos, estando afectados dichos sensores mediante dicho valor de la corriente;

- obtener los respectivos valores de los sensores desde dichos sensores en un primer momento;

caracterizado por el hecho de que también comprende:

- asociar un primer modelo de predicción predeterminado a cada uno de dichos segmentos (CS1, CS2, CS3, CS4, CS5, CS6, CS7);

- determinar una condición operativa esperada en uno de dichos segmentos en un segundo momento como una función de dichos valores de los sensores en dicho primer momento y de dicho valor de la corriente eléctrica, según dicho primer modelo de predicción asociado con dicho segmento;

- determinar una condición operativa real en dicho segmento en dicho segundo momento asociado a los valores de los sensores generados en dicho segundo momento;

- comparar dicha condición operativa real con dicha condición operativa esperada;

- en presencia de una diferencia entre dicha condición operativa real y dicha condición operativa esperada que supera un valor predeterminado, asociar un segundo modelo de predicción predeterminado con una porción de dicho segmento para la cual se ha determinado dicha diferencia;

- cuando la temperatura detectada en el segmento supera una temperatura crítica Tc, generar una señal de alarma y/o control para provocar una acción de regulación en el enlace.

2. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que, en presencia de dicha diferencia, también comprende dividir dicho segmento en por lo menos dos subsegmentos y asociar dicho segundo modelo de predicción predeterminado con por lo menos uno de dichos dos subsegmentos, obteniendo dicha pluralidad de sensores de temperatura (S1, S2, S3, S4, S5, S6, DS) por lo menos un valor de los sensores en asociación con cada uno de dichos subsegmentos.

3. Procedimiento según la reivindicación 1 ó 2, caracterizado por el hecho de que dicha acción de regulación en el enlace se selecciona entre por lo menos una de: conmutación, reencaminamiento, control de los ventiladores, control de las válvulas de flujo, control de la tensión y control de la corriente para mantener una condición operativa esperada del segmento en un momento seleccionado dentro de un valor predeterminado.

4. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que dicha fase de determinación de una condición operativa esperada incluye:

- registrar una serie de valores de los sensores medidos en momentos respectivos anteriores a un momento dado;

- evaluar la condición operativa esperada del segmento en dicho segundo momento según dicho primer modelo en función de dichos valores de los sensores en dicho primer momento, de dicho valor de la corriente eléctrica y de dichos valores de los sensores registrados.

5. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que dicho enlace incluye un cable eléctrico aislado de una longitud predeterminada, incluyendo dicho cable eléctrico aislado por lo menos un
segmento.

6. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que dicha condición operativa del segmento asociado con dichos valores de los sensores incluye la temperatura en una posición predeterminada en el segmento.

7. Procedimiento según la reivindicación 5, caracterizado por el hecho de que dicha condición operativa del segmento asociada con dichos valores de los sensores incluye la temperatura en un punto en el interior del aislamiento del cable en una posición longitudinal seleccionada a lo largo del cable.

8. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que dichos valores de los sensores incluyen un perfil térmico longitudinal a lo largo del segmento, medido con una resolución longitudinal predeterminada.

9. Procedimiento según la reivindicación 5, caracterizado por el hecho de que dichos valores de los sensores incluyen un perfil longitudinal de la temperatura a lo largo del segmento, medido en una distancia radial predeterminada desde el conductor del cable.

10. Procedimiento según la reivindicación 9, caracterizado por el hecho de que dicho perfil longitudinal de la temperatura a lo largo del segmento se mide en la superficie del cable.

11. Procedimiento según la reivindicación 8, caracterizado por el hecho de que dicho perfil de la temperatura incluye un trazo OTDR obtenido a través de una fibra óptica asociada de manera operativa con dicho segmento.

12. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que cada uno de dichos segmentos tiene un comportamiento térmico esperado substancialmente uniforme.

13. Procedimiento según la reivindicación 8, caracterizado por el hecho de que dicha porción del segmento asociada a dicho segundo modelo de predicción está longitudinalmente extendida para una longitud que incluya por lo menos la porción de dicho perfil donde la temperatura esperada determinada a partir de dichos primeros valores de los sensores y dicho primer modelo de predicción es diferente de la temperatura real determinada a partir de dichos segundos valores de los sensores y dicho primer modelo de predicción.

14. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que dicha fase de determinación de la condición operativa real se repite en una frecuencia de tiempo predeterminada.

15. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que dicha fase de determinar la condición operativa del segmento incluye determinar la temperatura en un número predeterminado de posiciones en el segmento y elegir la más alta de dichas temperaturas determinadas como la condición operativa del segmento.

16. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que dicha fase de determinación de la condición operativa real del segmento asociado a dichos valores de los sensores incluye:

- obtener una serie de valores de los sensores en un momento;

- determinar una serie de parámetros de estado asociados con dichos valores de los sensores;

- seleccionar un valor crítico entre dichos parámetros del estado;

- evaluar la condición operativa del segmento en función de dicho valor crítico.

17. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que también comprende accionar unos medios de control térmico asociados con dicho segmento para mantener la condición operativa en dicho segmento dentro de un valor predeterminado.

18. Procedimiento según la reivindicación 3, caracterizado por el hecho de que la regulación del valor de la corriente eléctrica incluye el reencaminamiento de la corriente en el enlace para reducir el índice de corriente en un segmento en el enlace.

19. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que la determinación de la condición operativa del segmento asociado a dichos valores de los sensores comprende la fase de localización de la posición a lo largo de dicho segmento donde se miden los valores de los sensores.

20. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que también incluye obtener valores adicionales de los sensores relacionados con la capacidad de intercambio térmico del segmento.

21. Sistema para el transporte de energía eléctrica, que comprende:

- un enlace que incluye por lo menos un cable eléctrico;

- medios para suministrar energía eléctrica ha dicho enlace;

- una pluralidad de sensores (S1, S2, S3, S4, S5, S6, DS) asociados operativamente con dicho enlace, comprendiendo dichos sensores un sensor de temperatura distribuidos longitudinalmente (DS);

- una unidad de adquisición de datos (DSAU, DAU) para recoger los datos desde dichos sensores (S1, S2, S3, S4, S5, S6, DS);

- una unidad de procesamiento de datos (RU, LPU) para procesar dichos datos;

- un accionador de control (EPLC, A1, A2, A3) para generar una señal de control en respuesta a dichos datos procesados relevantes para una condición operativa del enlace,

caracterizado por el hecho de que dichos medios de suministro de energía eléctrica, dichos sensores, dicha unidad de adquisición de datos, dicha unidad de procesamiento de datos y dicho accionador de control están atados para realizar el procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 20.

22. Sistema para la transmisión de energía según la reivindicación 21, caracterizado por el hecho de que dichos sensor de temperatura distribuido (DS) incluye una fibra óptica.

23. Sistema para la transmisión de energía según la reivindicación 22, caracterizado por el hecho de que dicha fibra óptica está situada en proximidad a dicho cable eléctrico.

24. Sistema para la transmisión de energía según la reivindicación 22, caracterizado por el hecho de que dicha fibra óptica está situada en el interior de dicho cable eléctrico.

25. Sistema para la transmisión de energía según la reivindicación 22, caracterizado por el hecho de que dichos sensor de temperatura distribuido (DS) incluye un aparato OTDR conectado a dicha fibra óptica.

26. Sistema para la transmisión de energía según la reivindicación 21, caracterizado por el hecho de que dicha señal de control es una señal de alarma.

27. Sistema para la transmisión de energía según la reivindicación 21, caracterizado por el hecho de que dicha señal de control es una señal de regulación que actúa sobre dichos medios para suministrar energía eléctrica en dicho enlace.

28. Sistema para la transmisión de energía según la reivindicación 21, caracterizado por el hecho de que dicha señal de control es una señal de regulación que actúa sobre los medios de control térmicos asociados con una porción de dicho enlace.