WO2011083191A2 - Sistema y método para la monitorización de ampacidades en líneas eléctricas aéreas - Google Patents

Sistema y método para la monitorización de ampacidades en líneas eléctricas aéreas Download PDF

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WO2011083191A2
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Angel Javier Mazon Sainz-Maza
Igor Albizu Florez
Elvira Fernandez Herrero
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Universidad Del Pais Vasco - Euskal Herriko Unibertsitatea
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    • G01—MEASURING; TESTING
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    • G01K1/02—Means for indicating or recording specially adapted for thermometers
    • G01K1/024—Means for indicating or recording specially adapted for thermometers for remote indication
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
    • G01L5/00—Apparatus for, or methods of, measuring force, work, mechanical power, or torque, specially adapted for specific purposes
    • G01L5/04—Apparatus for, or methods of, measuring force, work, mechanical power, or torque, specially adapted for specific purposes for measuring tension in flexible members, e.g. ropes, cables, wires, threads, belts or bands
    • G01L5/047—Specific indicating or recording arrangements, e.g. for remote indication, for indicating overload or underload
    • 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

Definitions

  • the present invention falls within the technical field of electrical engineering, specifically in the field of electric power production and distribution and particularly in the area of systems for monitoring the maximum admissible intensity in overhead power lines, also called ampacity. , in order to establish the degree of load of an overhead power line and determine whether its level of exploitation can be increased or not, which improves its performance and reliability.
  • the purpose of monitoring a power line is not limited to visualizing the status of that line, but it is intended to quantify the value of ampacity. That is, it is not limited to verifying that the arrow or the temperature of the conductor is below the safety limit, but that it determines the value of the current that would cause the arrow or the temperature to be at its limit value.
  • the ampacity is the maximum current intensity that can circulate continuously through an electric conductor without damage, and is one of the most interesting values from the point of view of the electric company that operates the line.
  • the simplest option is the monitoring of the weather conditions. It is the simplest and least invasive system because the measurement system does not have to be physically placed on the line but it is enough that it is close to it, being able to take advantage of the weather stations already installed in the substations or in the vicinity of the lines .
  • the conductor temperature can be determined so that the ampacity limit is calculated as that current that makes the temperature equal to the limit temperature.
  • Another option is to use a method that is between real-time monitoring and the deterministic method. It consists of measuring the ambient temperature and using unfavorable deterministic values for wind and solar radiation ["GUIDE
  • the first commercial monitoring system based on the driver's temperature measurement is the so-called "Power Donut" which was developed in the early 80's.
  • This system and some of its developments are described in patent documents US-4384289, US -4714893, US-4794327, US-4799005, US-5341088, patent applications EP-0125050-A1, WO-2006/014691 -A1, WO-2006/050156-A1, US-2007/0200556-A1, WO- 2007 / 134022-22; S.D. as well as in Foss, S.H. Lin, H.R. Stillwell, R.A. Fernandes, "Dynamic thermal line ratings. Part
  • SAW surface acoustic wave devices
  • SAW surface acoustic wave devices
  • German universities have developed a monitoring system for temperature in conductors of overhead power lines based on these devices [R. TEMINOVA AND OTHERS, "NEW APPROACH TO OVERHEAD LINE DRIVER TEMPERATURE MEASUREMENT BY PASSIVE REMOTE SURFACE ACOUSTIC WAVE SENSORS", CIGRÉ SESSION, B2-304, PARIS-FRANCE, 2006; M. WEIBEL, K. IMHOF, W. SATTINGER, U. STEINEGGER, M. ZIMA, G.
  • the system is composed of a radar that emits and receives electromagnetic waves from high frequency and a passive SAW sensor installed in the conductor.
  • the sensor is formed by a piezoelectric crystal that responds by a movement to the input electromagnetic wave.At the same time in the crystal there are several elements that convert the movement into electromagnetic waves that are received by the radar.It is possible to determine the position of these elements, a position that depends on the elongation associated with the temperature.In addition, the speed of propagation of the wave in the crystal also d It depends on its temperature. Thus, it is possible to determine the temperature value in a range of up to 150 5 C with an uncertainty of 0.5 5 C.
  • DTS distributed temperature measurement
  • This system before starting what is the actual monitoring, it is calibrated in order to determine with the least possible uncertainty the relationship between the measured traction and the driver's temperature, and it has a special system to determine the values of the meteorological conditions of indirectly
  • the calibration consists of measuring two pairs of traction-temperature values of the conductor, on the one hand a real reference of a certain temperature value is established for a certain traction value, on the other hand, with the second traction-temperature couple adjusts the length value of the span of regulation ("ruling span").
  • Net Radiation Sensor The special system to determine the values of the meteorological conditions indirectly is called Net Radiation Sensor and consists of an aluminum tube that has the same emissivity and absorptivity values as the driver installed [US-5559430]. It is installed in the support where the load cell is placed and its temperature is measured using a sensor. This temperature represents the temperature that the conductor would have if no current passed through it.
  • the ampacity is calculated from thermal equations, for example those provided by CIGRE ["THERMAL BEHAVIOUR OF OVERHEAD CONDUCTORS", CIGRÉ 22-12 BROCHURE (REF. NO. 207), 2002] or by IEEE ["IEEE STANDARD FOR CALCULATING THE CURRENT-TEMPERATURE RELATIONSHIP OF BARE OVERHEAD CONDUCTORS ", IEEE STD 738-2006, 2006], which involve heating Q s due to solar radiation, heating Q due to the current passing through the conductor, radiation cooling Q r and convection cooling due to wind Q c .
  • the ampacity calculation can be performed without the need for additional meteorological measurements.
  • the temperature measurement of the Net Radiation Sensor replaces the measurement of solar radiation and the measurement of the ambient temperature that would be required to determine the wind speed through which the ampacity is obtained.
  • the cooling by radiation Q r and by convection Q c depend, among other variables, on the ambient temperature T a of the air around the conductor. If the ambient temperature T a is replaced by the temperature measured in the Net Radiation Sensor T s , called solar temperature, it is possible to eliminate the term Q s of solar radiation in the thermal equation.
  • the thermal equation is equivalent if the heating Q s is eliminated and the values of Q r and Q c are calculated from the solar temperature T s instead of the ambient temperature T a
  • Another function of the Net Radiation Sensor is to perform the aforementioned calibration.
  • the conductor temperature required for calibration is not measured directly but is estimated from the temperature measured in the Net Radiation Sensor.
  • Sagometer this on-line arrow monitoring system is based on image processing, [B.
  • none of the monitoring systems of the state-of-the-art ampacity described above offers both simplicity of the monitoring means, accuracy in measurements, the possibility of obtaining and evaluating measurements in real time and ease Calibration
  • the present invention aims to overcome! less part of the inconveniences of the state of the art detailed above by means of a system and a method for monitoring the ampacity in overhead power lines.
  • the system comprises a plurality of monitoring modules installed in the respective sets of bays between two mooring chains.
  • Each set of openings is constituted by a plurality of high voltage towers, between which the conductor is laid, so that both ends of the set of openings are delimited by the connection of the conductor to the towers through two mooring chains respectively and said conductor being held, along the set of openings by as many towers and suspension chains as necessary.
  • At least at one end of the conductor the monitoring module is placed, each of them being connected to an arrangement of sensors, and each module comprising at least one unit for recording and transmitting data to collect and transmit data measured by the sensor arrangement to which it is connected.
  • the system further comprises at least one remote unit comprising transceiver means to receive the measured data received by the data recording and transmission units of each module and a data processing unit to process the measured data received by the transceiver means, and it is characterized because
  • Each sensor arrangement is assigned to a set of spans between two mooring chains, and comprises
  • a tensile measuring device installed between the tower and the insulating element of at least one of the mooring chains that limit the corresponding set of spans between two mooring chains, to measure mechanical tensile forces exerted by the driver at the point where the that the traction measuring device is installed,
  • an electrical intensity measuring device for measuring electrical intensities in the conductor, being able to be arranged on the conductor itself or at any point of the installation through which the intensity measurement can be accessed,
  • an ambient temperature sensor to measure ambient temperature values
  • a solar radiation sensor to measure solar radiation
  • said sensors being arranged in the vicinity of the set of openings in which the traction measuring device is installed, the solar radiation and temperature sensors being able to be in the monitoring module;
  • each data collection and transmission unit are included in respective data sets, each set of data comprising measured values of the tensile force, the electrical intensity, the ambient temperature and the solar radiation measured in each moment by the arrangement of sensors with respect to the set of spans between two mooring chains and an identification of the monitoring module to which they are assigned;
  • the data processing unit calculates the ampacity for each set of spans between two mooring chains, from each set of measured values received, determining
  • the ampacity of each of the set of openings between two mooring chains from a maximum permissible temperature of the conductor, the ambient temperature, the solar radiation and the wind speed calculated, by means of thermal equilibrium equations where the only unknown is the current intensity corresponding to the ampacity value.
  • the data processing unit also calculates the reference of traction-temperature of the conductor, creep deformation and the maximum permissible temperature of the conductor for each set of spans between two mooring chains, from each set of measured values received, determining
  • a calculated value of the conductor temperature from the measured values of the ambient temperature, the measured values of the current intensity and the measured values of the solar radiation
  • the conductor tensile-temperature reference from the measured values of the tensile force and the calculated value of the conductor temperature
  • the data processing unit also determines, in a fourth step, the set of openings with the lowest ampacity among the sets of openings corresponding to the same complete electric line monitored, the lowest ampacity corresponding to the maximum permissible current intensity in the entire overhead power line.
  • the method according to the present invention comprises monitoring ampabilities in overhead power lines by means of a system comprising a plurality of monitoring modules installed in the respective sets of bays between two mooring chains.
  • Each set of openings is constituted by a plurality of high voltage towers, between which the conductor is laid, so that both ends of the set of openings are delimited by the connection of the conductor to the towers through two mooring chains respectively and said conductor being held, along the set of openings by as many towers and suspension chains as necessary.
  • the system with which the method is performed also comprises at least one remote unit that It comprises transceiver means for receiving the measured data received by the data recording and transmission units of each module and a data processing unit for processing the measured data received by the transceiver means, so that
  • each monitoring module transmits the values measured at each moment by each monitoring module to the data processing unit, in the form of a data set, each data set comprising measured values of the tensile force, the electrical intensity, the ambient temperature and of the solar radiation measured at all times by the arrangement of sensors with respect to the set of spans between two mooring chains and an identification of the monitoring module to which they are assigned;
  • a calculated value of the temperature of the set of spans between two mooring chains from the measured values of the traction force, the characteristics of the conductor, the length of the equivalent span encompassed by the set of spans between two chains of mooring, a conductor tensile-temperature reference and creep deformation;
  • the ampacity of each set of spans between two mooring chains from a maximum permissible temperature of the conductor, the ambient temperature, the solar radiation and the wind speed calculated, by means of thermal equilibrium equations where the only unknown is the current intensity corresponding to the ampacity value;
  • a calculated value of the conductor temperature from the measured values of the ambient temperature, the measured values of the current intensity and the measured values of the solar radiation
  • the conductor tensile-temperature reference from the measured values of the tensile force and the calculated value of the conductor temperature
  • creep deformation and the maximum permissible temperature of the conductor from a method that relates characteristics of the conductor and the length of the equivalent span of the set of openings, the conductor traction-temperature reference and the arrow limit .
  • the data processing unit also determines, in a fourth step, the set of openings with the lowest ampacity among the set of openings corresponding to the same complete power line monitored, the lowest ampacity corresponding to the maximum allowable current intensity in the entire overhead power line.
  • Data transmissions between the monitoring modules and the data processing unit can be carried out through GSM / GPRS mobile telephony networks, so that the data recording and transmission units of the monitoring modules and the process unit of data include respective sending and receiving systems, such as modems.
  • the tensile-temperature reference of each set of openings can be determined in a calibration in which the data processing unit periodically examines in each set of data received from one of the monitoring modules if during a period of predetermined time calibration conditions are met which comprise that
  • the measured values of the tensile force do not exceed a range defined by a predetermined tensile deviation.
  • the data processing unit calculates the mean values respectively of the measured values of solar radiation, current intensity, tensile force and ambient temperature, and calculates the conductor's tensile-temperature reference in based on these average values.
  • the present invention is based on two interrelated calculation processes that are executed in parallel, namely a calibration process and an ampacity calculation process.
  • the calibration process allows to relate the value of the traction of the conductor in a certain instant of time with the value of the temperature of the conductor. Traction is measured directly. However, since the developed system does not obtain a direct measurement of the conductor temperature, it must be estimated. This estimation of the conductor temperature is made from the ambient temperature and the values of solar radiation and current intensity. The estimation of the temperature of the conductor is based on equations of thermal equilibrium from the measurements of ambient temperature, solar radiation and current intensity. To calculate the temperature of the conductor from these equations a certain wind speed is assumed.
  • the thermal equilibrium equations can be for example those provided by
  • the driver's temperature it is not done on a point value but on an average made over a certain period of time.
  • the standard deviation of the traction during the period is calculated so that it is considered a stable period if said deviation is below a certain threshold.
  • the average value of the traction and temperature of the conductor during that period is calculated, resulting in the traction-temperature calibration.
  • Tensile-temperature calibration is continually recalculated in order to take into account the strain values associated with creep in the ampacity determination. For this, an initial reference is needed on which to compare the new traction-temperature reference. The traction-temperature values corresponding to the installation of the conductor in the line are taken as an initial reference. In this way, from the difference between the tensile-temperature reference and its initial value, the creep strain value is updated. In the case of composite conductors, where the core is of material other than the outer aluminum layers, both the creep of the core and that of aluminum must be updated. Therefore, in this case there are two unknowns and the problem can have infinite solutions. Therefore, before performing the iterative calculation, the creep percentage associated with aluminum and the core must be defined.
  • the maximum allowable temperature value is updated.
  • the temperature is obtained that makes the arrow equal to the maximum allowable arrow.
  • the updated values of creep deformation, maximum permissible temperature and tensile temperature reference are the variable values that being obtained in the calibration process, are used in the ampacity calculation process.
  • the calibration process requires the measurement of traction, ambient temperature, solar radiation and current intensity and the calibration is performed when a series of previously established conditions occur. These conditions assume that the heating of the conductor is small so that the temperature of the conductor is similar or in any case some 5 C greater than the ambient temperature. Thus, one of the conditions is that the current carrying the line has a small value, being below a certain predefined threshold. On the other hand, in order to perform the calibration an additional condition must be given. This condition is that the tensile values remain constant for a certain period of time. This condition is evaluated according to the standard deviation, so that it must be below a certain threshold. Therefore, it should be borne in mind that the calibration process, although executed continuously, provides updated values only when the conditions associated with the values defined for the above thresholds are met.
  • the first step for the calculation of ampacity necessary for monitoring comprises obtaining the temperature of the conductor from the measured traction. For this, a tensile-temperature reference and the creep strain value developed from the moment associated with said reference are necessary. These values are provided by the calibration process. Therefore, the conductor temperature is obtained by an iterative calculation process, for example the previously mentioned STOC method, which associates the measured traction with a certain conductor temperature value.
  • the next step includes the calculation of the wind that affects the driver.
  • the last step includes the calculation of the ampacity that is made from the same thermal equilibrium equations previously mentioned. In this case it is a question of calculating the current intensity that makes the conductor temperature equal to the maximum permissible temperature. This maximum permissible temperature has been provided by the calibration process.
  • the system according to the present invention monitors in real time the values of mechanical traction of the line, ambient temperature, solar radiation and current intensity.
  • the monitored values are transmitted to a remote data processing unit that, based on these values and through software specifically developed for the system, in addition to considering the plastic deformation due to creep of the conductor, calculates the value of the maximum intensity that is able to support the line at every moment monitored.
  • the system of the present invention differs from the state of the art in that, although there are state-of-the-art systems that allow monitoring certain parameters of the line and estimating the ampacity of the line, none of them performs the calculation from of exclusive monitoring of mechanical traction, ambient temperature, solar radiation and current intensity.
  • the system according to the present invention simplifies the calibration of the traction with the conductor temperature by estimating the conductor temperature from the ambient temperature, solar radiation and current intensity.
  • the system of the present invention also presents as a novelty that the impact of the variation of the maximum admissible temperature and the creep of the conductor in the estimation of the ampacity is considered, thus avoiding errors in determining the maximum admissible intensity or ampacity of the monitored line.
  • the system according to the present invention allows the estimation of the ampacity which in turn allows to define, in a precise manner and at all times monitored, the maximum intensity that the monitored line can withstand without exceeding the requirements regulations to which it is imposed, and can monitor in real time the ampacity of the electric power transport and distribution airlines, in order to establish their degree of electric power charge and help in the improvement of their exploitation.
  • the system can be used on any airline dedicated to the transport or distribution of electrical energy, whatever its voltage level.
  • the calculation of the ampacity achieved with the system according to the present invention is considered accurate and advantageous compared to conventional systems because it is based on a tensile measurement system, which It allows an analysis of the creep or permanent elongation that the driver will experience throughout his life. This estimate will allow a recalculation of conditions to refine more accurately in determining the degree of saturation of the line. Permanent elongation or creep is determined by calibration between traction and conductor temperature.
  • a decrease in the value of traction at a certain temperature of the driver shows a permanent elongation. This elongation is associated with the core and aluminum.
  • the importance of assigning elongation to aluminum or the core is related to a phenomenon that occurs in conductors as the temperature increases. Above a certain temperature, called the transition temperature, the aluminum is loose and all the mechanical load is supported by the core.
  • the transition temperature varies depending on the permanent elongation of aluminum and core.
  • the maximum allowable temperature varies, that is, the temperature at which the limit arrow is reached. By varying the maximum permissible temperature the ampacity varies.
  • the present invention overcomes the drawbacks of the state of the art by means of a system and a method that can be implemented in both new or existing overhead power lines.
  • Figure 1 is a schematic view of a high voltage tower in which it is mounted a monitoring module, according to an embodiment of the present invention, in one of the phases of one of the circuits that make up a line,
  • FIG. 2 is a block diagram of the monitoring module shown in Figure 1;
  • FIGS 3 and 4 schematically show the main elements of an embodiment of the system according to the present invention.
  • Figure 5 is a diagram reflecting an embodiment of the calculation process of the ampacity of a conductor, in accordance with the present invention:
  • Figure 6 is a diagram reflecting an embodiment of the calibration process of the conductor traction / temperature reference, in accordance with the present invention.
  • Fig. 7 is a diagram reflecting an embodiment of the calibration process of the maximum allowable conductor temperature, in accordance with the present invention.
  • FIG. 1 a high voltage tower -1 - itself conventional in which a monitoring equipment, according to an embodiment of the present invention, is mounted in one of the phases of one of the circuits that make up a line can be seen .
  • Tower -1 - has six support arms -1 a-, in which two -4.4'- mooring chains are installed, of which two -2.2'- conductors hang respectively.
  • Each mooring chain -4,4'- is mechanically in series between one of the conductors -2,2'- and the mooring point on the support arm - 1 a-, so that the mechanical traction of the conductor -2 , 2 ' - and that of the mooring chain -4.4'- is the same.
  • a monitoring module -7- is installed which comprises a box and whose characteristics are described below in the present specification.
  • a traction measuring device -6- is mounted, which can be a conventional load cell and measures the mechanical tensile forces exerted by the corresponding conductor -2- at its point of hook on support arm -1 a- on which it is hooked.
  • an electrical intensity measuring device -8- is installed to measure electrical intensities in the conductor -2- considered.
  • the monitoring module -7- comprises a power supply system -12- comprising a battery (not shown in Figure 2) and receiving electric power supplied by a photovoltaic plate -12a- that It is located in the vicinity of the module -7-, as well as a data logging and transmission unit -1 1 - if conventional with a conventional modem, such as a GSM / GRPS modem (not shown in Figure 2) identified by a mobile telephone number, connected to a -1 -1 a- antenna and data recording means (not shown in Figure 2) also conventional, such as programmable memory.
  • a conventional modem such as a GSM / GRPS modem (not shown in Figure 2) identified by a mobile telephone number, connected to a -1 -1 a- antenna and data recording means (not shown in Figure 2) also conventional, such as programmable memory.
  • an ambient temperature sensor -9- and a solar radiation sensor -10- are also mounted.
  • the power supply system -12- is connected to the data registration and transmission unit -1 1 -, to the temperature sensor -9-, to the solar radiation sensor -10-, as well as to each traction measuring device -6-.
  • Each electrical intensity measuring device -8- is also powered by a power supply system that can be the same -12- if it is placed in the vicinity of the module - ⁇ -.
  • Each of the tensile measuring devices -6-, each electrical intensity measuring device -8-, each temperature sensor -9- and each solar radiation sensor -10- are connected to at least one recording and transmission unit of data -1 1 - which collects the values measured at all times by the temperature sensor -9-, by the solar radiation sensor -10-, by the traction measuring devices -6- and by the electrical intensity sensing devices - 8-, and transmits those measured values, together with an identification of the module -7- which may be, for example, a mobile telephone number corresponding to a modem included in the data registration and transmission unit -1 1 -, according to preset routines that they can be transmissions at pre-established periodic intervals and / or after receiving an external consultation.
  • an identification of the module -7- which may be, for example, a mobile telephone number corresponding to a modem included in the data registration and transmission unit -1 1 -, according to preset routines that they can be transmissions at pre-established periodic intervals and / or after receiving an external consultation.
  • Figure 3 shows a set of spans between two mooring chains -4- constituted by a plurality of high voltage towers -1 A ... 1 N-, between which the conductor -2- is laid, so that both ends of the set of openings -14- are delimited respectively by the connection of the conductor -2- to the towers -1 A, 1 N- through two mooring chains -4- and said conductor -2- being fastened to the length of the set of openings -14- by as many towers -1, 1 A, 1 B ... 1 N- and suspension chains -5- as necessary.
  • at least one of the ends of the set of openings -14- is placed the traction measuring device -6- as shown in figure 1, and the monitoring module -7- with characteristics similar to those of the module monitoring shown in figure 2.
  • the suspension chain -5- hangs vertically from the support arm -1 a- and from its lower end hangs the conductor -2- which has both mechanical and electrical continuity. In this way, the set of spans between two mooring chains -14- has mechanical continuity.
  • the data registration and transmission units -1 1 - associated to each set of spans between two mooring chains -14- are capable of recording the values measured at any time by the temperature sensor -9 -, the solar radiation sensor -10-, the traction measuring device -6- and the electrical intensity measuring device -8- of the conductor -2- to which they are assigned and transmitting those measured values through the network of mobile telephony
  • transceiver means -16a- and a remote data processing unit -16b- transceiver means -16a- and a remote data processing unit -16b-.
  • the values measured from each module -7- are transmitted to the remote center -16- in the form of data sets -13A ... 13N- that allow the remote data processing unit -16b- to identify the set of spans between two chains of mooring -14- from which the respective measured values come.
  • the remote data processing unit -16b- collects the transmitted data to be managed by a software that, in addition to allowing visualization of the actual monitoring data, will carry out the precise estimation of the maximum permissible ampacity or intensity of each set of spans between two mooring chains -14A ... 14N- at every moment.
  • the system will provide the calibration, the estimation of the temperature of the conductor and will determine the creep suffered by the conductors throughout their useful life thus updating the calibration.
  • the data processing unit -16b- calculates the ampacity -AC- for each set of spans between two mooring chains -14A ... 14N-, from each of the sets of measured values -13A .... 13N- received, through a process in which, in a first step, a calculated value of the conductor temperature -TC- of the set of spans between two mooring chains -14- is determined from a method that relates the measured value of the tensile force -FT-, characteristics -CC- of the set of openings -14- and the length of the equivalent span -V- of the set of openings, a traction-temperature reference of conductor -Ref-TT- and creep deformation -DF-.
  • the data processing unit -16b- determines the wind speed -VV- by means of the thermal equilibrium equations already described and where the wind direction is assumed to have a certain value so that the only unknown is the wind speed -VV- equivalent in the defined direction, from the calculated value of the conductor temperature -TC-, the measured value of the ambient temperature -TA-, the measured value of the current intensity -IC- and the measured value of solar radiation -RS-.
  • the data processing unit determines the ampacity -AC- of each set of spans between two mooring chains -14- from a maximum permissible temperature -Tmax- of the set of spans between two mooring chains -14-, the ambient temperature -TA-, solar radiation -RS- and the calculated wind speed -VV-, by means of thermal equilibrium equations where the only unknown is the current intensity corresponding to the ampacity value -AC- .
  • the data processing unit -16b- first examines a data set -13- received from one of the monitoring modules if for a period of time -t- default of y minutes -and min- which can be, for example, 20 minutes, the values of the current intensity -IC- are lower than a certain threshold value of current intensity -xA- such as 100 A and the values measured tensile force -FT- does not exceed an interval - ⁇ " - marked by a predetermined tensile deviation -xkg-.
  • the data processing unit calculates the average values -0- respectively of the measured values of solar radiation, current intensity, tensile force and ambient temperature -0RS, 0IC, 0FT, 0TA- From the average values of solar radiation, current intensity and ambient temperature and by means of thermal equilibrium equations, for example those given by CIGRÉ, the value of the conductor temperature in the calibration -TC-cal- is calculated.With this value and together with the average value of the tensile force -0FT- it is obtained The reference temperature traction -Ref-TT-. This traction-temperature reference -Ref-TT- is the one used in the determination of the ampabilities in the monitored cable.
  • Figure 7 shows an embodiment of the calibration of the maximum permissible temperature -Tmax- of the set of spans between two mooring chains -14-.
  • the initial traction-temperature reference associated with the driver installation must be known. In this example its value is 2937kg-15 5 C (Ref-TT-ini). From the initial traction-temperature reference and the initial creep value, whose unit values are 7.1 10 4 in aluminum and 2.1 10 5 in the core, the initial maximum permissible temperature is calculated by a method iterative mechanical calculation, for example the previously mentioned STOC method. In this case, the initial maximum permissible temperature has a value of 90 5 C.
  • the traction-temperature reference -Ref-TT- is calculated. For example, suppose that the conditions have been met because during the last 20 minutes the intensity has been below 100 A and the standard deviation of traction has been less than 5 kg. Therefore, the average values of solar radiation, current intensity, tensile force and ambient temperature -0RS, 0IC, 0FT, 0TA- are calculated. Assume that at that moment the average values obtained are 0 W / m 2 , 97 A, 2806 kg and 14.2 5 C.
  • creep deformation is updated.
  • the result obtained by an iterative method of mechanical calculation is an increase in unit deformation in aluminum of 1, 04-10 "3 and 9.04-10 " 5 in the core. This increase has occurred since the moment of driver installation. Therefore, from the arrow limit the maximum allowable temperature value is recalculated by an iterative method of mechanical calculation. In this case, the maximum permissible temperature -Tmax- obtained is 87 5 C.
  • the measurements at a given time are: traction -FT- 2095 kg, ambient temperature -TA- 20 5 C, solar radiation -RS- 467 W / mm 2 , current intensity -IC- 298 A.
  • the ampacity value is calculated from the maximum permissible temperature -Tmax-, already calculated in the calibration, the ambient temperature -TA-, the solar radiation -RS- and the wind speed -VV- by a method of thermal calculation, for example the one given by CIGRE.
  • the value of the ampacity is 431 A.
  • the current intensity (298 A) is less than the ampacity value (431 A) so that the line operates safely.
  • the ampacity value indicates how far the current could be increased according to the current conditions.

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Abstract

Sistema para la monitorización de ampacidades en líneas eléctricas aéreas que comprende módulos de monitorización (7) instalados en respectivos conjuntos de vanos (14), una unidad remota (16) que recibe y procesa conjuntos de datos medidos (13) recibidos de los módulos; estando cada disposición de sensores está asignada a un conjunto de vanos (14), y comprendiendo cada una un medidor de tracción (6), un medidor de intensidad eléctrica (8), un sensor de temperatura ambiente (9) un sensor de radiación solar (10), la unidad de proceso de datos (16b) calcula la ampacidad (AC) para cada conjunto de vanos (14), a partir de cada conjunto de valores medidos (13) recibidos y una referencia de tracción-temperatura de conductor (Ref-TT), la deformación por fluencia (DF) y la temperatura máxima admisible (Tmax) del conductor (2) para cada conjunto de vanos (14), a partir de cada conjunto de valores medidos (13).

Description

SISTEMA Y MÉTODO PARA LA MONITORIZACIÓN DE AMPACIDADES EN
LÍNEAS ELÉCTRICAS AÉREAS
CAMPO TÉCNICO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se encuadra en el campo técnico de la ingeniería eléctrica, concretamente en el sector de la producción y distribución de energía eléctrica y particularmente en el área de los sistemas para la monitorización de la intensidad máxima admisible en líneas eléctricas aéreas, también denominada ampacidad, para poder establecer el grado de carga de una línea eléctrica aérea y determinar si su nivel de explotación puede ser incrementado o no, lo que mejora sus prestaciones y fiabilidad.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Generalmente el propósito de la monitorización de una línea eléctrica no se limita a visualizar la situación de dicha línea, sino que tiene como objeto cuantificar el valor de la ampacidad. Es decir, no se limita a verificar que la flecha o la temperatura del conductor están por debajo del límite de seguridad, sino que determina el valor de la corriente que haría que la flecha o la temperatura estuviera en su valor límite. La ampacidad es la máxima intensidad de corriente que puede circular de manera continua por un conductor eléctrico sin que éste sufra daños, y es uno de los valores más interesantes desde el punto de vista de la compañía eléctrica que opera la línea.
Existen varias opciones de implantación de sistemas de monitorización, que se detallan a continuación.
La opción más sencilla es la monitorización de las condiciones meteorológicas. Es el sistema más sencillo y menos invasivo debido a que el sistema de medida no tiene porqué colocarse físicamente en la línea sino que basta con que esté cerca de ella, pudiéndose aprovechar las estaciones meteorológicas ya instaladas en las subestaciones o en las proximidades de las líneas. En este sistema, mediante cálculo, se puede determinar la temperatura del conductor de forma que el límite de ampacidad se calcula como aquella corriente que hace que la temperatura sea igual a la temperatura límite.
Este sistema de monitorización tiene una determinada incertidumbre debido a que las condiciones, especialmente el viento, pueden variar entre los vanos de la línea y la estación meteorológica debido a las variaciones en el terreno, arboledas que mitigan el viento, etc. Por ello, los resultados obtenidos tienen una incertidumbre que puede ser considerable según el caso. Otro inconveniente es que los anemómetros giratorios pueden tener errores de medida en valores bajos de velocidad de viento, por debajo de 1 m/s [G.M. BEERS, S.R. GILLIGAN, H.W. LIS, J.M. SCHAMBERGER, "TRANSMISSION CONDUCTOR RATINGS", IEEE
TRANSACTIONS ON POWER APPARATUS AND SYSTEMS, VOL. PAS-82, PP. 767-75, 1963], por lo que existe una incertidumbre adicional. Este rango es precisamente el más desfavorable desde el punto de vista de la ampacidad. Por último, debe tenerse en cuenta los posible errores asociados a la estimación de la flecha a partir de la temperatura, motivados, por un lado, por el método de cálculo empleado y, por otro, porque la condición de referencia a partir de la que se realiza el cálculo y que asocia un valor de temperatura a una determinada flecha no se corresponda exactamente con la realidad. Un ejemplo práctico desarrollado en el sistema eléctrico español se describe en F. SOTO Y OTROS, "INCREASING THE CAPACITY OF OVERHEAD LINES IN THE 400 KV SPANISH TRANSMISSION
NETWORK: REAL TIME THERMAL RATINGS", CIGRÉ SESSION, 22-21 1 , PARIS-FRANCE, 1998.
Otra opción es utilizar un método que está entre la monitorización en tiempo real y el método determinístico. Consiste en medir la temperatura ambiente y utilizar valores determinísticos desfavorables para el viento y la radiación solar ["GUIDE
FOR THE SELECTION OF WEATHER PARAMETERS FOR BARE OVERHEAD CONDUCTOR RATINGS", CIGRÉ B2-12 BROCHURE (REF. NO. 299), 2006].
Para mitigar la incertidumbre en la estimación de la temperatura de los métodos anteriores, se plantea como alternativa monitorizar directamente la temperatura superficial del conductor, generalmente mediante un sensor que va instalado en el conductor y que mide la temperatura superficial del mismo. Si bien esta técnica reduce la incertidumbre en la determinación de la temperatura del conductor no la elimina, ya que la medida de temperatura realizada por el sensor es puntual y es posible que otros puntos de la línea tengan valores de temperatura diferentes, debido a posibles diferentes condiciones meteorológicas
(fundamentalmente viento) a lo largo del conductor o a la existencia de un gradiente radial de temperatura en el conductor.
Por otra parte, la medida de la temperatura del conductor por sí sola no permite determinar la ampacidad. Es necesario contar con los datos meteorológicos [S.D. Foss, S.H. Lin, R.A. Fernandes, "Dynamic thermal line ratings. Part I. Dynamic ampacity rating algorithm", IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. 102, No. 6, pp. 1858-64, 1983], [M.W. Davis, "A new thermal rating approach: The real time thermal rating system for strategic overhead transmission lines, Part I, General description and justification of the real time thermal rating system", IEEE
Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. 96, No. 3, pp. 803-09, 1977], pues la misma temperatura del conductor se puede alcanzar un día de invierno con un valor alto de corriente que un día de verano con un valor pequeño de corriente y, evidentemente, la ampacidad no es la misma en ambos casos. No obstante, no es necesario conocer todos los datos meteorológicos puesto que, supuesto conocido el valor de la corriente, si uno de ellos es incógnita se puede deducir de la temperatura del conductor que se está monitorizando. Generalmente se monitoriza la temperatura ambiente y la radiación solar, bien en una estación meteorológica cercana o bien mediante sensores instalados en un punto lo más cercano posible al sensor de temperatura, y se calcula la velocidad de viento que incide sobre el conductor [J.S. ENGELHARDT, S.P. BASU, "DESIGN, INSTALLATION, AND FIELD EXPERIENCE WITH AN OVERHEAD TRANSMISSION DYNAMIC LINE RATING SYSTEM", IEEE PES TRANSMISSION AND DISTRIBUTION CONFERENCE, PP. 366-370, LOS ANGELES-USA, 1996]. A partir de estos valores es posible determinar la ampacidad. Al igual que en los métodos precedentes, se deben tener en cuenta los posibles errores asociados a la estimación de la flecha a partir de la temperatura ya comentados en el apartado anterior.
El primer sistema comercial de monitorización basado en la medida de la temperatura del conductor es el denominado "Power Donut" que fue desarrollado a principio de los 80. Este sistema y algunos de sus desarrollos se describen en los documentos de patente US-4384289, US-4714893, US-4794327, US-4799005, US-5341088, solicitudes de patente EP-0125050-A1 , WO-2006 /014691 -A1 , WO-2006/050156-A1 , US-2007/0200556-A1 , WO-2007/134022- A2; S.D. así como en Foss, S.H. Lin, H.R. Stillwell, R.A. Fernandes, "Dynamic thermal line ratings. Part
II. Conductor temperature sensor and laboratory field test evaluation", IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. 102, No. 6, pp. 1865-76, 1983; J.S. ENGELHARDT, S.P. BASU, "DESIGN, INSTALLATION, AND FIELD EXPERIENCE WITH AN OVERHEAD TRANSMISSION DYNAMIC LINE RATING SYSTEM", IEEE PES TRANSMISSION AND DISTRIBUTION CONFERENCE, PP. 366-370, LOS ANGELES-USA, 1996. El "Power Donut" es un toroide que se acopla alrededor del conductor. Contiene un núcleo magnético de forma que se autoalimenta mediante la tensión inducida por el campo magnético variable asociado a la intensidad que pasa por el conductor. Puede medir temperaturas del conductor de hasta 2505C. Los datos se transmiten de forma remota mediante GSM/GPRS. Además de temperatura mide también intensidad de corriente. Para determinar la ampacidad precisa de los valores de temperatura ambiente y radiación solar. Estos valores se pueden obtener de estaciones meteorológicas cercanas. En caso contrario, se instala una pequeña estación meteorológica en el apoyo más cercano al sensor de temperatura de forma que los datos de temperatura y radiación son transmitidos al Power Donut vía radio. Se describen algunos ejemplos de aplicación en S.D. FOSS, R.A. MARAIO, "EFFECT OF VARIABILITY IN WEATHER CONDITIONS ON CONDUCTOR TEMPERATURE AND THE DYNAMIC RATING OF TRANSMISSION LINES", IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL. 3, NO. 4, OCTOBER, PP. 1832-1841 , 1988; S.D. FOSS, R.A. MARAIO, "DYNAMIC LINE RATING IN THE OPERATING ENVIRONMENT", IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL. 5, NO. 2, APRIL, PP. 1095-1 105, 1990; J.S. ENGELHARDT, S.P. BASU, "DESIGN, INSTALLATION, AND FIELD EXPERIENCE WITH AN OVERHEAD TRANSMISSION DYNAMIC LINE RATING SYSTEM", IEEE PES TRANSMISSION AND DISTRIBUTION CONFERENCE, PP. 366-370, LOS ANGELES-USA, 1996.
Recientemente han surgido más sistemas comerciales de monitorización de la temperatura para conductores de líneas eléctricas aéreas. Así, ARTECHE, fabricante con sede en Bizkaia, ha desarrollado un sistema similar al Power Donut, denominado Sistema de Monitorización de Temperatura ("SMT") que se describe en la solicitud española de modelo de utilidad ES-1063031 -U. Este sistema monitoriza la temperatura del conductor a través de un sensor de temperatura tipo PT en contacto con el conductor. La temperatura se envía mediante mensajes SMS que son recibidos en un módem instalado en un PC. El rango de medida llega hasta 1205C.
Otra alternativa es la monitorización de la temperatura mediante dispositivos de onda acústica de superficie ("surface acoustic wave" - SAW). Varias universidades alemanas han desarrollado un sistema de monitorización de temperatura en conductores de líneas eléctricas aéreas basado en estos dispositivos [R. TEMINOVA Y OTROS, "NEW APPROACH TO OVERHEAD LINE CONDUCTOR TEMPERATURE MEASUREMENT BY PASSIVE REMOTE SURFACE ACOUSTIC WAVE SENSORS", CIGRÉ SESSION, B2-304, PARIS-FRANCE, 2006; M. WEIBEL, K. IMHOF, W. SATTINGER, U. STEINEGGER, M. ZIMA, G. BIEDENBACH, OVERHEAD LINE TEMPERATURE MONITORING PILOT PROJECT", CIGRÉ SESSION, B2-31 1 , PARIS-FRANCE, 2006; C. BERNAUER Y OTROS, "TEMPERATURE MEASUREMENT ON OVERHEAD TRANSMISSION LINES (OHTL) UTILIZING SURFACE ACOUSTIC WAVE (SAW) SENSORS", INTERNATIONAL CONFERENCE ON ELECTRICITY DISTRIBUTION CIRED, VIENNA-AUSTRIA, 2007]. El sistema está compuesto por un radar que emite y recibe ondas electromagnéticas de alta frecuencia y un sensor pasivo SAW instalado en el conductor. El sensor está formado por un cristal piezoeléctrico que responde mediante un movimiento a la onda electromagnética de entrada. A su vez en el cristal hay varios elementos que convierten el movimiento en ondas electromagnéticas que son recibidas por el radar. Es posible determinar la posición de estos elementos, posición que depende de la elongación asociada a la temperatura. Además, la velocidad de propagación de la onda en el cristal también depende de su temperatura. Así, es posible determinar el valor de temperatura en un rango de hasta 1505C con una incertidumbre de 0,55C.
Hay que mencionar también la utilización de la medida de temperatura distribuida ("distributed temperature sensing" - DTS) mediante fibra óptica. En el caso de incorporar fibras ópticas en el interior del conductor, es posible determinar la distribución de temperatura a lo largo del conductor [US-2004/0105635-A1 ; H.L.M. BOOT, F.H. DE WILD, A.H. VAN DER WEY, G. BIEDENBACH, OVERHEAD LINE LOCAL AND DISTRIBUTED CONDUCTOR TEMPERATURE MEASUREMENT TECHNIQUES, MODELS AND EXPERIENCE AT TZH", CIGRÉ SESSION, 22-205, PARIS-FRANCE, 2002; S. NANDI, J.P. CRANE, P. SPRINGER, "INTELLIGENT CONDUCTOR SYSTEM TAKES ITS OWN TEMPERATURE", TRANSMISSION & DISTRIBUTION WORLD, NOVEMBER, PP. 58-62, 2003]. La incorporación de fibras ópticas en el conductor es, sin embargo, compleja en conductores nuevos y, a efectos prácticos, inviable en las líneas eléctricas aéreas existentes.
Por otra parte, existe un sistema comercial de monitorización basado en la medida de tracción mecánica, denominado CAT-1 y que es comercializado por Valley Group [Patentes US-5235861 , US-5517864, US-5918288; T. O. SEPPA, "A PRACTICAL APPROACH FOR INCREASING THE THERMAL CAPABILITIES OF TRANSMISSION LINES", IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL 8, N5 3, PP. 1536-50, JULY 1993; T. O. SEPPA, "FACTORS INFLUENCING THE ACCURACY OF HIGH TEMPERATURE SAG CALCULATIONS", IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL. 9, N5 2, PP. 1079-1089, APRIL 1994; T. O. SEPPA, "ACCURATE AMPACITY DETERMINATION: TEMPERATURE-SAG MODEL FOR OPERATIONAL REAL TIME RATINGS", IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL. 10, N5 3, PP. 1460-1470, JULY 1995; J. REASON, "TENSION MONITORING: DIRECT ROUTE TO DYNAMIC RATING", ELECTRICAL WORLD, VOL. 209, NO. 8, AUGUST, PP. 22-25, 1995; T.O. SEPPA Y OTROS, "USE OF ON-LINE TENSION MONITORING FOR REAL-TIME THERMAL RATINGS, ICE LOADS AND OTHER ENVIRONMENTAL EFFECTS", CIGRÉ SESSION, 22-102, PARIS-FRANCE, 1998; T.O. SEPPA Y OTROS, "APPLICATION OF REAL TIME THERMAL RATINGS FOR OPTIMIZING TRANSMISSION LINE INVESTMENT AND OPERATING DECISIONS", CIGRÉ SESSION, 22-301 , PARIS-FRANCE, 2000; T.O. SEPPA, "INCREASING TRANSMISSION CAPACITY BY REAL TIME MONITORING", IEEE PES WINTER MEETING, PP. 1208-1 1 , 2002; H.L.M. BOOT, F.H. DE WILD, A.H. VAN DER WEY, G. BIEDENBACH, "OVERHEAD LINE LOCAL AND DISTRIBUTED CONDUCTOR TEMPERATURE MEASUREMENT TECHNIQUES, MODELS AND EXPERIENCE AT TZH", CIGRÉ SESSION, 22-205, PARIS-FRANCE, 2002; M. WEIBEL, K. IMHOF, W. SATTINGER, U. STEINEGGER, M. ZIMA, G. BIEDENBACH, OVERHEAD LINE TEMPERATURE MONITORING PILOT PROJECT", CIGRÉ SESSION, B2-31 1 , PARIS-FRANCE, 2006]. Este sistema, antes de comenzar lo que es la monitorización propiamente dicha, se calibra con objeto de determinar con la menor incertidumbre posible la relación entre la tracción medida y la temperatura del conductor. Además, cuenta con un sistema especial para determinar los valores de las condiciones meteorológicas de forma indirecta. En este sistema, la calibración consiste en medir dos parejas de valores tracción-temperatura del conductor. Por una parte se establece una referencia real de un determinado valor de temperatura para un determinado valor de tracción. Por otra parte, con la segunda pareja de tracción-temperatura se ajusta el valor de la longitud del vano de regulación ("ruling span"). Una vez realizada la calibración, durante la monitorización, se determina la temperatura del conductor a partir de la tracción medida.
El sistema especial para determinar los valores de las condiciones meteorológicas de forma indirecta se denomina Net Radiation Sensor y consiste en un tubo de aluminio que tiene los mismos valores de emisividad y absortividad que el conductor instalado [Patente US-5559430]. Está instalado en el apoyo donde está colocada la célula de carga y mediante un sensor se mide su temperatura. Esta temperatura representa la temperatura que tendría el conductor en caso de que no pasara corriente a través de él.
La ampacidad se calcula a partir de ecuaciones térmicas, por ejemplo las proporcionadas por CIGRE ["THERMAL BEHAVIOUR OF OVERHEAD CONDUCTORS", CIGRÉ 22-12 BROCHURE (REF. NO. 207), 2002] o por IEEE ["IEEE STANDARD FOR CALCULATING THE CURRENT-TEMPERATURE RELATIONSHIP OF BARE OVERHEAD CONDUCTORS", IEEE STD 738-2006, 2006], en las que intervienen el calentamiento Qs debido a la radiación solar, el calentamiento Q debido a la corriente que pasa por el conductor, el enfriamiento por radiación Qr y el enfriamiento por convección debido al viento Qc.
A partir de la temperatura del Net Radiation Sensor, la temperatura del conductor estimada de la tracción y la intensidad de corriente, se puede realizar el cálculo de ampacidad sin necesidad de medidas meteorológicas adicionales. La medida de la temperatura del Net Radiation Sensor sustituye a la medida de radiación solar y a la medida de la temperatura ambiente que haría falta para determinar la velocidad del viento mediante la que se obtiene la ampacidad. El enfriamiento por radiación Qr y por convección Qc dependen, entre otras variables, de la temperatura ambiente Ta del aire alrededor del conductor. Si se sustituye la temperatura ambiente Ta por la temperatura medida en el Net Radiation Sensor Ts, denominada temperatura solar, es posible eliminar en la ecuación térmica el término Qs de radiación solar. Es decir, la ecuación térmica es equivalente si se elimina el calentamiento Qs y los valores de Qr y Qc se calculan a partir de la temperatura solar Ts en lugar de la temperatura ambiente Ta [D.A. DOUGLASS, A. EDRIS, "FIELD STUDIES OF DYNAMIC THERMAL RATING METHODS FOR OVERHEAD LINES", IEEE T&D CONFERENCE, NEW ORLEANS-USA, PP. 842-51 , 1999; D.C. LAWRY, J.R. DACONTI, OVERHEAD LINE THERMAL RATING CALCULATION BASED ON CONDUCTOR REPLICA METHOD", IEEE PES T&D CONFERENCE AND EXPOSITION, PP. 880-85, DALLAS-USA, 2003].
Otra función del Net Radiation Sensor es realizar la calibración antes citada. La temperatura del conductor necesaria para la calibración no se mide directamente sino que se estima a partir de la temperatura medida en el Net Radiation Sensor.
Para que esta temperatura se corresponda con la que tiene el conductor, es necesario que la línea esté sin corriente o con una corriente muy pequeña.
A partir del principio de funcionamiento del Net Radiation Sensor, se ha desarrollado un sistema con objeto de determinar la temperatura del conductor de forma indirecta. Se trata de dos barras metálicas idénticas, que no tienen porqué ser iguales al conductor, que van colocadas en un apoyo de la línea en dirección paralela al vano a monitorizar. En una de las barras se inyecta corriente cuya intensidad se mide y en la otra no se inyecta corriente. Se mide la temperatura en ambas barras. Se aplica la ecuación térmica a la barra en la que se inyecta corriente con objeto de determinar la velocidad equivalente de viento. En lugar de utilizar la temperatura ambiente Ta, se utiliza la temperatura solar Ts medida en la barra en la que no se inyecta corriente. A partir de la temperatura solar Ts y la velocidad equivalente de viento calculada, es posible determinar la ampacidad del conductor a partir de la temperatura máxima admisible o su temperatura actual a partir del valor de intensidad de corriente medida. Este sistema se comercializa con el nombre de ThermaIRate [Solicitud de patente WO-02/091002; J.R. DACONTI, D.C. LAWRY, "INCREASING POWER TRANSFER CAPABILITY OF EXISTING TRANSMISSION LINES", IEEE PES TRANSMISSION AND DISTRIBUTION CONFERENCE AND EXPOSITION, PP. 1004-09, DALLAS-USA, 2003; D.C. LAWRY, J.R. DACONTI, "OVERHEAD LINE THERMAL RATING CALCULATION
BASED ON CONDUCTOR REPLICA METHOD", IEEE PES T&D CONFERENCE AND EXPOSITION, PP. 880-85, DALLAS-USA, 2003].
Aunque hay diversas propuestas para monitorizar la flecha en tiempo real, actualmente hay un único sistema comercial. Denominado Sagometer, este sistema de monitorización on-line de flecha se basa en el procesamiento de imágenes, [B.
FORBES, D. BRADSHAW, F. CAMPBELL, "FINDING HIDDEN CAPACITY IN TRANSMISSION LINES", TRANSMISSION & DISTRIBUTION WORLD, SEPTEMBER, 2002]. Se instala una especie de diana en mitad de la línea y se visualiza por una cámara instalada en el apoyo. Opcionalmente se puede añadir un sistema de medida de condiciones meteorológicas con objeto de determinar la ampacidad. Comercializado por EDM, fue desarrollado con la financiación de EPRI y California Energy Commission.
Existen otras propuestas que no han llegado a comercializarse. Por ejemplo, se desarrolló un sistema de monitorización de flecha basado en un sistema GPS diferencial [C. MENSAH-BONSU Y OTROS, "APPLICATION OF THE GLOBAL POSITIONING SYSTEM TO THE MEASUREMENT OF OVERHEAD POWER TRANSMISSION CONDUCTOR SAG", IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL. 17, NO. 1 , PP. 273-78, 2002; C. Mensah-Bonsu, G.T. Heydt, "Overhead transmission conductor sag: a novel measurement technique and the relation of sag to real time circuit ratings", Electric Power Components and Systems, Vol. 31 , pp. 61 -69, 2003; C. Mensah-Bonsu, G.T. Heydt, "Real Time Digital Processing of GPS Measurements for Transmission Engineering", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 18, No. 1 , pp. 177-82, 2003].
Por otra parte, en OLSEN R. G. AND EDWARDS, K. S., "A NEW METHOD FOR REAL-TIME MONITORING OF HIGH-VOLTAGE TRANSMISSION-LINE CONDUCTOR SAG", IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL. 17, NO. 4, PP. 1 142-52, 2002 se describe una propuesta de medir la corriente inducida en un conductor suspendido en paralelo.
Una propuesta más reciente y que está en desarrollo en Bélgica la presentada en J.L. Lilien, Overhead power lines: a future trend?", IEEE TP & C Line Design Meeting, Alburquerque, 2006; J.L. Lilien, S. Guérard, J. Destiné, E. Cloet, "Microsystems array for live high voltages monitoring", CIGRÉ Session B2- 302, Paris-France, 2006. Se trata de un sistema que determina el valor de la flecha a partir del procesamiento de vibraciones del conductor.
Según conocen los inventores, ninguno de los sistemas de monitorización de la ampacidad del estado de la técnica antes descritos ofrece a la vez sencillez de los medios de monitorización, exactitud en las mediciones, la posibilidad de obtener y evaluar las mediciones en tiempo real y facilidad de calibración.
Era, por tanto, deseable desarrollar un sistema de monitorización en tiempo real de la ampacidad de las líneas aéreas de alta tensión que incluyera tanto una implantación hardware como un control software remoto y permitiera establecer el grado de carga de la línea en la que se implante, de cara a conseguir un mejor aprovechamiento de la misma. DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
La presente invención tiene por objeto superar a! menos parte de ios inconvenientes dei estado de la técnica más arriba detallados mediante un sistema y un método para la monitorización de la ampacidad en líneas eléctricas aéreas.
Así, el sistema conforme a la invención comprende una pluralidad de módulos de monitorización instalados en los respectivos conjuntos de vanos entre dos cadenas de amarre. Cada conjunto de vanos está constituido por una pluralidad de torres de alta tensión, entre las que está tendido el conductor, de modo que ambos extremos del conjunto de vanos están delimitados por la conexión del conductor a las torres a través de sendas cadenas de amarre respectivamente y estando sujetado dicho conductor, a lo largo del conjunto de vanos por tantas torres y cadenas de suspensión como sea necesario. Al menos en uno de los extremos del conductor está colocado el módulo de monitorización, estando conectado cada uno de ellos a una disposición de sensores, y comprendiendo cada módulo al menos una unidad de registro y transmisión de datos para recoger y transmitir datos medidos por la disposición de sensores a la que está conectado. El sistema comprende además al menos una unidad remota que comprende medios transceptores para recibir los datos medidos recibidos por las unidades de registro y transmisión de datos de cada módulo y una unidad de proceso de datos para procesar los datos medidos recibidos por los medios transceptores, y se caracteriza porque
cada disposición de sensores está asignada a un conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre, y comprende
un dispositivo medidor de tracción instalado entre la torre y el elemento aislador de al menos una de las cadenas de amarre que limitan el correspondiente conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre, para medir fuerzas de tracción mecánica ejercidas por el conductor en el punto en el que está instalado el dispositivo medidor de tracción,
un dispositivo medidor de intensidad eléctrica para medir intensidades eléctricas en el conductor, pudiendo estar dispuesto sobre el propio conductor o bien en cualquier punto de la instalación a través del cual se pueda acceder a la medida de la intensidad,
un sensor de temperatura ambiente para medir valores de las temperaturas ambiente y un sensor de radiación solar para medir radiaciones solares, estando dispuestos dichos sensores en la proximidad del conjunto de vanos en el que está instalado el dispositivo medidor de tracción, pudiendo estar los sensores de radiación solar y temperatura en el módulo de monitorizacion;
los valores medidos recogidos por cada unidad de recogida y transmisión de datos están comprendidos en respectivos conjuntos de datos, comprendiendo cada conjunto de datos valores medidos de la fuerza de tracción, de la intensidad eléctrica, de la temperatura ambiente y de la radiación solar medidos en cada momento por la disposición de sensores con respecto al conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre y una identificación del módulo de monitorizacion al que están asignados;
la unidad de proceso de datos calcula la ampacidad para cada conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre, a partir de cada conjunto de valores medidos recibidos, determinando
en un primer paso, un valor calculado de la temperatura del conductor del conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre a partir del valor medido de la fuerza de tracción, las características del conductor, la longitud del vano equivalente abarcado por el conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre, una referencia de tracción-temperatura de conductor y la deformación por fluencia;
en un segundo paso, mediante ecuaciones de equilibrio térmico y donde la dirección del viento se supone que tiene un determinado valor de forma que la única incógnita es la velocidad del viento equivalente en la dirección definida, la velocidad del viento a partir del valor calculado de la temperatura del conductor, los valores medidos de la temperatura ambiente, los valores medidos de la intensidad de corriente y los valores medidos de la radiación solar;
en un tercer paso, la ampacidad de cada del conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre a partir de una temperatura máxima admisible del conductor, la temperatura ambiente, la radiación solar y la velocidad del viento calculada, mediante ecuaciones de equilibrio térmico donde la única incógnita es la intensidad de corriente correspondiente al valor de la ampacidad.
la unidad de proceso de datos calcula también la referencia de tracción-temperatura de conductor, la deformación de fluencia y la temperatura máxima admisible del conductor para cada conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre, a partir de cada conjunto de valores medidos recibidos, determinando
en un primer paso, un valor calculado de la temperatura del conductor a partir de los valores medidos de la temperatura ambiente, los valores medidos de la intensidad de corriente y los valores medidos de la radiación solar
en un segundo paso, la referencia de tracción-temperatura de conductor a partir de los valores medidos de la fuerza de tracción y el valor calculado de la temperatura del conductor
en un tercer paso, la deformación por fluencia y la temperatura máxima admisible del conductor a partir de las características del conductor y la longitud del vano equivalente del conjunto de vanos, la referencia de tracción-temperatura de conductor y el límite de flecha.
En una realización preferente, la unidad de proceso de datos también determina, en un cuarto paso, el conjunto de vanos con la ampacidad más baja de entre los conjuntos de vanos correspondientes a una misma línea eléctrica completa monitorizados, correspondiendo la ampacidad más baja a la intensidad de corriente máxima admisible en la línea eléctrica aérea completa.
Por otra parte, el método según la presente invención comprende monitorizar ampacidades en líneas eléctricas aéreas mediante un sistema que comprende una pluralidad de módulos de monitorizacion instalados en los respectivos conjuntos de vanos entre dos cadenas de amarre. Cada conjunto de vanos está constituido por una pluralidad de torres de alta tensión, entre las que está tendido el conductor, de modo que ambos extremos del conjunto de vanos están delimitados por la conexión del conductor a las torres a través de sendas cadenas de amarre respectivamente y estando sujetado dicho conductor, a lo largo del conjunto de vanos por tantas torres y cadenas de suspensión como sea necesario. Al menos en uno de los extremos del conductor está colocado el módulo de monitorizacion, estando conectado cada uno de ellos a una disposición de sensores, y comprendiendo cada módulo al menos una unidad de registro y transmisión de datos para recoger y transmitir datos medidos por la disposición de sensores a la que está conectado. El sistema con el que se realiza el método comprende además al menos una unidad remota que comprende medios transceptores para recibir los datos medidos recibidos por las unidades de registro y transmisión de datos de cada módulo y una unidad de proceso de datos para procesar los datos medidos recibidos por los medios transceptores, de manera que
el método se caracteriza porque comprende
asignar cada disposición de sensores a un conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre;
medir fuerzas de tracción mecánica ejercidas por el conductor en el punto en el que está instalado el dispositivo medidor de tracción mediante un dispositivo medidor de tracción instalado entre la torre y el elemento aislador de al menos una de las cadenas de amarre que limitan el correspondiente conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre;
medir intensidades eléctricas en el conductor, mediante un dispositivo medidor de intensidad eléctrica, pudiendo estar dispuesto sobre el propio conductor o bien en cualquier punto de la instalación a través del cual se pueda acceder a la medida de intensidad;
medir valores de las temperaturas ambiente mediante un sensor de temperatura ambiente y medir radiaciones solares mediante un sensor de radiación solar, estando dispuestos dichos sensores en la proximidad del conjunto de vanos en el que está instalado el dispositivo medidor de tracción;
transmitir los valores medidos en cada momento por cada módulo de monitorización a la unidad de proceso de datos, en forma de conjunto de datos, comprendiendo cada conjunto de datos valores medidos de la fuerza de tracción, de la intensidad eléctrica, de la temperatura ambiente y de la radiación solar medidos en cada momento por la disposición de sensores con respecto al conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre y una identificación del módulo de monitorización al que están asignados;
calcular, mediante la unidad de proceso de datos, la ampacidad para cada conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre, a partir de cada conjunto de valores medidos recibidos, mediante un proceso que comprende determinar
en un primer paso, un valor calculado de la temperatura del conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre a partir de los valores medidos de la fuerza de tracción, las características del conductor, la longitud del vano equivalente abarcado por el conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre, una referencia de tracción-temperatura de conductor y la deformación por fluencia;
en un segundo paso, mediante ecuaciones de equilibrio térmico y donde la dirección del viento se supone que tiene un determinado valor de forma que la única incógnita es la velocidad del viento equivalente en la dirección definida, la velocidad del viento a partir del valor calculado de la temperatura del conductor, los valores medidos de la temperatura ambiente, los valores medidos de la intensidad de corriente y los valores medidos de la radiación solar;
en un tercer paso, la ampacidad de cada conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre a partir de una temperatura máxima admisible del conductor, la temperatura ambiente, la radiación solar y la velocidad del viento calculada, mediante ecuaciones de equilibrio térmico donde la única incógnita es la intensidad de corriente correspondiente al valor de la ampacidad;
calcular también, mediante la unidad de proceso de datos, la referencia de tracción-temperatura de conductor y la temperatura máxima admisible del conductor para cada conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre, a partir de cada conjunto de valores medidos recibidos, determinando
en un primer paso, un valor calculado de la temperatura del conductor a partir de los valores medidos de la temperatura ambiente, los valores medidos de la intensidad de corriente y los valores medidos de la radiación solar
en un segundo paso, la referencia de tracción-temperatura de conductor a partir de los valores medidos de la fuerza de tracción y el valor calculado de la temperatura del conductor
en un tercer paso, la deformación por fluencia y la temperatura máxima admisible del conductor a partir de un método que relaciona características del conductor y la longitud del vano equivalente del conjunto de vanos, la referencia de tracción-temperatura de conductor y el límite de flecha.
En una realización preferente, la unidad de proceso de datos también determina, en un cuarto paso, el conjunto de vanos con la ampacidad más baja de entre los conjuntos de vanos correspondientes a una misma línea eléctrica completa monitorizados, correspondiendo la ampacidad más baja a la intensidad de corriente máxima admisible en la línea eléctrica aérea completa.
Las transmisiones de datos ente los módulos de monitorización y la unidad de proceso de datos pueden realizarse a través de redes GSM/GPRS de telefonía móvil, de manera que las unidades de registro y transmisión de datos de los módulos de monitorización y la unidad de proceso de datos comprenden respectivos sistemas de envío y recepción, como por ejemplo módems.
Conforme a la invención, la referencia tracción-temperatura de cada conjunto de vanos puede ser determinada en una calibración en la que la unidad de proceso de datos periódicamente examina en cada conjunto de datos recibido de uno de los módulos de monitorización si durante un periodo de tiempo predeterminado se cumplen condiciones de calibración que comprenden que
los valores de la intensidad de corriente sean inferiores a un determinado valor umbral de intensidad de corriente,
los valores medidos de la fuerza de tracción no excedan de un intervalo definido por una desviación de tracción predeterminada.
Cuando se cumplen estas condiciones, la unidad de proceso de datos calcula los valores medios respectivamente de los valores medidos de la radiación solar, la intensidad de corriente, la fuerza de tracción y la temperatura ambiente, y calcula la referencia tracción-temperatura del conductor en base a estos valores medios.
Estas calibraciones se realizan en todos los conjuntos de vanos monitorizados.
Como se puede observar, la presente invención se basa en dos procesos de cálculo interrelacionados entre sí que se ejecutan en paralelo, a saber, un proceso de calibración y un proceso de cálculo de ampacidad.
El proceso de calibración permite relacionar el valor de la tracción del conductor en un determinado instante de tiempo con el valor de la temperatura del conductor. La tracción se mide directamente. Sin embargo, como el sistema desarrollado no obtiene una medida directa de la temperatura del conductor, ésta debe estimarse. Esta estimación de la temperatura del conductor se realiza a partir de la temperatura ambiente y de los valores de radiación solar e intensidad de corriente. La estimación de la temperatura del conductor se basa en unas ecuaciones de equilibrio térmico a partir de las medidas de temperatura ambiente, radiación solar e intensidad de corriente. Para calcular la temperatura del conductor a partir de esas ecuaciones se supone una determinada velocidad de viento. Las ecuaciones de equilibrio térmico pueden ser por ejemplo las proporcionadas por
CIGRE ["THERMAL BEHAVIOUR OF OVERHEAD CONDUCTORS", CIGRÉ 22-12 BROCHURE (REF. NO. 207), 2002] o por IEEE ["IEEE STANDARD FOR CALCULATING THE CURRENT-TEMPERATURE RELATIONSHIP OF BARE OVERHEAD CONDUCTORS", IEEE STD 738-2006, 2006].
Preferentemente, para asegurar una correcta estimación de la temperatura del conductor, ésta no se realiza sobre un valor puntual sino sobre una media realizada sobre un determinado periodo de tiempo. Con objeto de garantizar que las condiciones durante ese periodo de tiempo sean estables y no haya variaciones significativas en los valores de temperatura y tracción, se calcula la desviación típica de la tracción durante el periodo de forma que se considera un periodo estable si dicha desviación está por debajo de un determinado umbral. Finalmente, se calcula el valor medio de la tracción y temperatura del conductor durante ese periodo dando como resultado la calibración tracción-temperatura.
La calibración tracción-temperatura se recalcula continuamente para poder tener en cuenta en la determinación de la ampacidad los valores de deformación asociada a la fluencia. Para ello, es necesaria una referencia inicial sobre la cual comparar la nueva referencia de tracción-temperatura. Se toma como referencia inicial los valores de tracción-temperatura correspondientes a la instalación del conductor en la línea. De esta manera, a partir de la diferencia entre la referencia de tracción-temperatura y su valor inicial, se actualiza el valor de deformación por fluencia. En el caso de conductores compuestos, donde el núcleo es de material distinto a las capas de aluminio externas, se debe actualizar tanto la fluencia del núcleo como la del aluminio. Por lo tanto, en este caso hay dos incógnitas y el problema puede tener infinitas soluciones. Por ello, antes de realizar el cálculo iterativo se debe definir el porcentaje de fluencia asociado al aluminio y al núcleo.
Este reparto depende de las características específicas del tipo de conductor. Por último, con el nuevo valor de deformación por fluencia, se actualiza el valor de la máxima temperatura admisible. Para ello, mediante un proceso de cálculo iterativo, por ejemplo el método STOC descrito en I. ALBIZU, A.J. MAZON, I. ZAMORA, "FLEXIBLE STAIN-TENSION CALCULATION METHOD FOR GAP-TYPE OVERHEAD CONDUCTORS", IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL 24, NO. 3, JULY, PP. 1529-1537, 2009, se obtiene la temperatura que hace que la flecha sea igual a la máxima flecha admisible. Los valores actualizados de deformación por fluencia, temperatura máxima admisible y referencia de tracción-temperatura son los valores variables que siendo obtenidos en el proceso de calibración, son utilizados en el proceso de cálculo de ampacidad.
De lo anterior, se desprende que el proceso de calibración requiere la medida de tracción, temperatura ambiente, radiación solar e intensidad de corriente y la calibración se realiza cuando se dan una serie de condiciones establecidas previamente. Estas condiciones suponen que el calentamiento del conductor sea pequeño de forma que la temperatura del conductor sea similar o en todo caso algún 5C mayor que la temperatura ambiente. Así, una de las condiciones es que la corriente que lleva la línea tenga un valor pequeño, estando por debajo de un determinado umbral predefinido. Por otra parte, para poder realizar la calibración se debe dar una condición adicional. Esta condición es que los valores de tracción permanezcan constantes durante cierto periodo de tiempo. Esta condición se evalúa según la desviación típica, de forma que ésta debe estar por debajo de un determinado umbral. Por tanto, debe tenerse en cuenta que el proceso de calibración, aunque se ejecuta continuamente, proporciona valores actualizados sólo cuando se cumplen las condiciones asociadas a los valores definidos para los umbrales más arriba citados.
Con los datos de calibración es posible realizar la monitorización basada en un proceso de cálculo de ampacidad mediante el cual se obtiene de forma continua el valor de ampacidad a partir de las medidas de tracción, temperatura ambiente, radiación solar e intensidad de corriente.
Para realizar el cálculo de la ampacidad, además de las medidas mencionadas, son necesarios otros valores. Entre estos valores, unos son constantes mientras que otros son variables en el tiempo. Los valores variables son proporcionados por el proceso de calibración anteriormente descrito en la presente memoria descriptiva, mientras que los valores constantes corresponden a valores que se consideran constantes en el tiempo como por ejemplo el área del conductor, el coeficiente de expansión del conductor (o del núcleo y aluminio), la longitud del vano equivalente y el límite de flecha. El primer paso para el cálculo de ampacidad necesario para la monitorización conforme a la presente invención comprende la obtención de la temperatura del conductor a partir de la tracción medida. Para ello, es necesario una referencia de tracción-temperatura y el valor de la deformación por fluencia desarrollada desde el instante asociado a dicha referencia. Estos valores son proporcionados por el proceso de calibración. Por lo tanto, la temperatura del conductor se obtiene mediante un proceso de cálculo iterativo, por ejemplo el método STOC mencionado previamente, que asocia la tracción medida a un determinado valor de temperatura del conductor.
El siguiente paso comprende el cálculo del viento que incide en el conductor.
Este valor se obtiene a partir de unas ecuaciones de equilibrio térmico citadas previamente donde la temperatura del conductor, la temperatura ambiente, la intensidad de corriente y la radiación solar son conocidas y donde la única incógnita es el valor de la velocidad del viento. Dado que, en realidad, son desconocidas la dirección y velocidad de viento, se supone una determinada dirección y se calcula la velocidad asociada a esa dirección.
Finalmente, el último paso comprende el cálculo de la ampacidad que se realiza a partir de las mismas ecuaciones de equilibrio térmico citadas previamente. En este caso se trata de calcular la intensidad de corriente que hace que la temperatura del conductor sea igual a la temperatura máxima admisible. Dicha temperatura máxima admisible ha sido proporcionada por el proceso de calibración.
Debe tenerse en cuenta que el proceso de cálculo de ampacidad se realiza continuamente, de forma que el valor de la ampacidad se actualiza cada vez que se toman nuevas medidas. Con objeto de evitar que las variaciones asociadas a medidas puntuales puedan afectar a la estimación de ampacidad, en lugar de valores puntuales de las medidas pueden utilizarse medias de las últimas medidas. De esta forma, se suaviza la curva de ampacidad en el tiempo.
El sistema conforme a la presente invención monitoriza en tiempo real los valores de tracción mecánica de la línea, de temperatura ambiente, de radiación solar y de intensidad de corriente. Los valores monitorizados son transmitidos a una unidad de proceso de datos remota que, a partir de dichos valores y mediante un software específicamente desarrollado para el sistema, además de considerar la deformación plástica por fluencia del conductor, calcula el valor de la intensidad máxima que es capaz de soportar la línea en cada instante monitorizado. El sistema de la presente invención se diferencia del estado de la técnica en que, si bien existen sistemas del estado de la técnica que permiten monitorizar determinados parámetros de la línea y estimar la ampacidad de la línea, ninguno de los mismos realiza el cálculo a partir de la monitorización exclusiva de la tracción mecánica, la temperatura ambiente, la radiación solar y la intensidad de corriente.
Además, el sistema conforme a la presente invención simplifica la calibración de la tracción con la temperatura del conductor al estimar la temperatura del conductor a partir de la temperatura ambiente, la radiación solar y la intensidad de corriente. Por otra parte, en una realización preferente de la invención, el sistema de la presente invención también presenta como novedad que se considera el impacto de la variación de la temperatura máxima admisible y la fluencia del conductor en la estimación de la ampacidad, evitándose así errores en la determinación de la intensidad máxima admisible o ampacidad de la línea monitorizada.
El hecho de realizar la monitorización exclusivamente de la tracción mecánica, la temperatura ambiente, la radiación solar y la intensidad de corriente permite establecer un método preciso de cálculo de la ampacidad ya que, por una parte, no precisa de la monitorización del viento, parámetro que puede verse afectado de importantes errores en su medida y, por otra parte, permite considerar en el proceso de cálculo la variación de la deformación plástica por fluencia del conductor y su temperatura máxima admisible, mediante un proceso de recalculo periódico que permite determinar el aflojamiento que experimentan los conductores de la línea a largo de su vida en la instalación. Por lo tanto, el sistema conforme a la presente invención permite la estimación de la ampacidad que a su vez permite definir, de manera precisa y en todo instante monitorizado, la máxima intensidad que es capaz de soportar la línea monitorizada sin que se sobrepasen los requisitos reglamentarios a los que se ve impuesta, y puede monitorizar en tiempo real la ampacidad de las líneas aéreas de transporte y distribución de energía eléctrica, con el objeto de establecer su grado de carga de potencia eléctrica y ayudar en la mejora de su explotación. El sistema se puede utilizar en cualquier línea aérea dedicada al transporte o distribución de energía eléctrica, sea cual sea su nivel de tensión.
El cálculo de la ampacidad conseguido con el sistema conforme a la presente invención se considera preciso y ventajoso frente a los sistemas convencionales debido a que se basa en un sistema de medida de tracción, que permite realizar un análisis de la fluencia o alargamiento permanente que va a experimentar el conductor a lo largo de su vida. Esta estimación permitirá realizar un recalculo de condiciones para afinar con mayor precisión en la determinación del grado de saturación de la línea. El alargamiento permanente o fluencia se determina mediante la calibración entre la tracción y la temperatura del conductor.
Una disminución del valor de la tracción a una determinada temperatura del conductor evidencia un alargamiento permanente. Este alargamiento se asocia al núcleo y al aluminio.
La importancia de asignar el alargamiento al aluminio o al núcleo está relacionada con un fenómeno que se produce en los conductores al aumentar la temperatura. Por encima de cierta temperatura, denominada temperatura de transición, el aluminio queda flojo y toda la carga mecánica es soportada por el núcleo. La temperatura de transición varía en función del alargamiento permanente de aluminio y núcleo. Al variar la temperatura de transición, varía la temperatura máxima admisible, es decir, la temperatura a la que se alcanza la flecha límite. Al variar la temperatura máxima admisible varía la ampacidad.
El hecho de cuantificar el alargamiento y asignarlo al núcleo o aluminio, afecta únicamente al resultado de aquellos conductores que alcanzan la flecha máxima con una temperatura que esté por encima de la temperatura de transición. Hay una familia de conductores, conocidos como conductores de altas prestaciones térmicas, que generalmente alcanzan la flecha máxima por encima de la temperatura de transición, por lo que el cálculo se mejora para estos conductores. Además, en el caso de que la ampacidad esté limitada por la flecha, como ocurre en la mayor parte de las líneas, el aumento de deformación por fluencia hace que la temperatura a la que se alcance el límite de flecha se reduzca. Es decir, la fluencia da como resultado una reducción de la temperatura máxima admisible y, en consecuencia, de la ampacidad.
Puede observarse que la presente invención supera los inconvenientes del estado de la técnica mediante un sistema y un método que se puede implantar en líneas eléctricas aéreas tanto nuevas o ya existentes.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS
A continuación se describen aspectos y realizaciones de la invención sobre la base de unos dibujos, en los que
la figura 1 es una vista esquemática de una torre de alta tensión en la que está montado un módulo de monitorización, según una realización de la presente invención, en una de las fases de uno de los circuitos que componen una línea,
la figura 2 es un diagrama de bloques del módulo de monitorización mostrado en la figura 1 ;
las figuras 3 y 4 muestran esquemáticamente los elementos principales de una realización del sistema conforme a la presente invención;
la figura 5 es un diagrama que refleja una realización del proceso de cálculo de la ampacidad de un conductor, conforme a la presente invención:
la figura 6 es un diagrama que refleja una realización del proceso de calibración de la referencia tracción/temperatura del conductor, conforme a la presente invención;
la figura 7 es un diagrama que refleja una realización del proceso de calibración de la temperatura máxima admisible del conductor, conforme a la presente invención.
En estas figuras aparecen unas referencias que identifican los siguientes elementos:
1 , 1 A...1 N torre de transporte eléctrico
I a brazo de soporte de la torre
2,2' conductor
3 conexión puente entre conductores
4, 4' cadena de amarre
5 cadena de suspensión
6 dispositivo medidor de tracción (célula de carga) 7, 7A...7N módulo de monitorización
8 dispositivo medidor de intensidad eléctrica
9 sensor de temperatura
10 sensor de radiación solar
I I unidad de registro y transmisión de datos
1 1 a antena
12 sistema de alimentación eléctrica
12a placa solar fotovoltaica
13, 13A...13N conjuntos de datos
14, 14A...14N conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre 15 red de telefonía móvil
16 centro remoto
16a medios transceptores (módem)
16b unidad remota de proceso de datos
AC ampacidad
CC características del conductor
DF deformación por fluencia
FT fuerza de tracción
IC intensidad de corriente
LF límite de flecha
Ref-TT referencia de tracción-temperatura del conductor en la actualización de la calibración
Ref-TT-ini referencia de tracción-temperatura del conductor en el momento de la instalación del conductor
RS radiación solar
TA temperatura ambiente
TC temperatura de conductor
TC-cal temperatura de conductor en la calibración
Tmax temperatura máxima admisible del conductor
V longitud de vano equivalente
VV velocidad del viento
MODOS DE REALIZAR LA INVENCIÓN
En la figura 1 se puede apreciar una torre de alta tensión -1 - en sí convencional en la que está montado un equipo de monitorización, según una realización de la presente invención, en una de las fases de uno de los circuitos que componen una línea. La torre -1 - presenta seis brazos de soporte -1 a-, en los que están instalados sendas cadenas de amarre -4,4'- de los que cuelgan respectivamente dos conductores -2,2'-. Cada cadena de amarre -4,4'- está mecánicamente en serie entre uno de los conductores -2,2'- y el punto de amarre en el brazo de soporte - 1 a-, de forma que la tracción mecánica del conductor -2,2'- y la de la cadena de amarre -4,4'- es la misma. Por otro lado, la disposición de la cadena de amarre -4,4'- en un brazo soporte - 1 a- produce una discontinuidad mecánica entre los conductores -2,2'-, por lo que los conductores -2, 2'- tienen su continuidad eléctrica mediante la conexión puente -3-. En ¡a torre -1 - está montado un móduio de monitorización -7- que comprende una caja y cuyas características se describen más abajo en ia presente memoria descriptiva.
Entre una de ¡as cadenas de amarre -4- y ei punto de enganche en e! brazo de soporte -1 a- correspondiente, está montado un dispositivo medidor de tracción -6-, que puede ser una célula de carga en sí convencional y que mide las fuerzas de tracción mecánica ejercidas por el conductor -2- correspondiente en su punto de enganche en el brazo de soporte -1 a- en el que está enganchado. Además, en el conductor -2- o en un punto de la instalación que permita medir su corriente, está instalado un dispositivo medidor de intensidad eléctrica -8- para medir intensidades eléctricas en el conductor -2- considerado.
Como se ve en la figura 2, el módulo de monitorización -7- comprende un sistema de alimentación eléctrica -12- que comprende una batería (no mostrada en la figura 2) y que recibe energía eléctrica suministrada por una placa fotovoltaica -12a- que se encuentra en la proximidad del módulo -7-, así como una unidad de registro y transmisión de datos -1 1 - en si convencional con un módem también convencional, como por ejemplo un módem GSM/GRPS (no mostrado en la figura 2) identificado por un número de telefonía móvil, conectado a una antena -1 1 a- y medios de registro de datos (no mostrados en la figura 2) también en sí convencionales, como por ejemplo una memoria programable. En la proximidad del módulo -7- están montados además un sensor de temperatura ambiente -9- y un sensor de radiación solar -10-. Para suministrar energía eléctrica de funcionamiento, el sistema de alimentación eléctrica -12- está conectado a la unidad de registro y transmisión de datos -1 1 -, al sensor de temperatura -9-, al sensor de radiación solar -10-, así como a cada dispositivo medidor de tracción -6-. Cada dispositivo medidor de intensidad eléctrica -8- también está alimentado por un sistema de alimentación eléctrica que puede ser el mismo -12- si está colocado en la proximidad del módulo -Ί-.
Cada uno de los dispositivos medidores de tracción -6-, cada dispositivo medidor de intensidad eléctrica -8-, cada sensor de temperatura -9- y cada sensor de radiación solar -10- están conectados al menos a una unidad de registro y transmisión de datos -1 1 - que recoge los valores medidos en cada momento por el sensor de temperatura -9-, por el sensor de radiación solar -10-, por los dispositivos medidores de tracción -6- y por los dispositivos sensores de intensidad eléctrica -8-, y transmite esos valores medidos, junto con una identificación del módulo -7- que puede ser, por ejemplo, un número de telefonía móvil correspondiente a un módem incluido en la unidad de registro y transmisión de datos -1 1 -, según rutinas preestablecidas que pueden ser transmisiones a intervalos periódicos preestablecidos y/o después de haber recibido una consulta externa.
La figura 3 muestra un conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre -4- constituido por una pluralidad de torres de alta tensión -1 A...1 N-, entre las que está tendido el conductor -2-, de modo que ambos extremos del conjunto de vanos -14- están delimitados respectivamente por la conexión del conductor -2- a las torres -1 A, 1 N- a través de sendas cadenas de amarre -4- y estando sujetado dicho conductor -2-, a lo largo del conjunto de vanos -14- por tantas torres -1 ,1 A,1 B...1 N- y cadenas de suspensión -5- como sea necesario. Asimismo, al menos en uno de los extremos del conjunto de vanos -14- está colocado el dispositivo medidor de tracción -6- como se muestra en la figura 1 , y el módulo de monitorización -7- con características análogas a las del módulo de monitorización mostrado en la figura 2.
La cadena de suspensión -5- cuelga verticalmente del brazo de soporte -1 a- y de su extremo inferior cuelga el conductor -2- que tiene continuidad tanto mecánica como eléctrica. De esta forma, el conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre -14- tiene continuidad mecánica.
Como se muestra en la figura 4 las unidades de registro y transmisión de datos -1 1 - asociadas a cada conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre -14- son capaces de registrar los valores medidos en cada momento por el sensor de temperatura -9-, el sensor de radiación solar -10-, el dispositivo medidor de tracción -6- y el dispositivo medidor de intensidad eléctrica -8- del conductor -2- al que están asignados y de transmitir esos valores medidos a través de la red de telefonía móvil
-15- a un centro remoto -16- que comprende medios transceptores -16a- y una unidad remota de proceso de datos -16b-.
Dado que las unidades de registro y transmisión de datos -1 1 - comprendidas en cada uno de los módulos de monitorización -7- asocian los valores medidos a los diferentes conjuntos de vanos entre dos cadenas de amarre -14A...14N-, los valores medidos desde cada módulo -7- se transmiten al centro remoto -16- en forma de conjuntos de datos -13A...13N- que permiten identificar a la unidad remota de proceso de datos -16b- el conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre -14- del que provienen los respectivos valores medidos. La unidad remota de proceso de datos -16b- recoge los datos transmitidos para que sean gestionados por un software que, además de permitir visualizar los datos reales de la monitorización, llevará a cabo la estimación precisa de la ampacidad o intensidad máxima admisible de cada conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre -14A...14N- en cada instante. Además, el sistema proporcionará la calibración, la estimación de la temperatura del conductor y determinará la fluencia sufrida por los conductores a lo largo de su vida útil actualizando así la calibración.
Como se puede apreciar en la figura 5, la unidad de proceso de datos -16b- calcula la ampacidad -AC- para cada conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre -14A...14N-, a partir de cada uno de los conjuntos de valores medidos -13A....13N- recibidos, mediante un proceso en el que, en un primer paso, se determina un valor calculado de la temperatura de conductor -TC- del conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre -14- a partir de un método que relaciona el valor medido de la fuerza de tracción -FT-, características -CC- del conjunto de vanos -14- y la longitud del vano equivalente -V- del conjunto de vanos, una referencia de tracción-temperatura de conductor -Ref-TT- y la deformación por fluencia -DF-. En un segundo paso la unidad de proceso de datos -16b- determina la velocidad del viento -VV- mediante las ecuaciones de equilibrio térmico ya descritas y donde la dirección del viento se supone que tiene un determinado valor de forma que la única incógnita es la velocidad del viento -VV- equivalente en la dirección definida, a partir del valor calculado de la temperatura del conductor -TC-, el valor medido de la temperatura ambiente -TA-, el valor medido de la intensidad de corriente -IC- y el valor medido de la radiación solar -RS-. Finalmente y en tercer paso, la unidad de proceso de datos determina la ampacidad -AC- de cada conjunto de vanos ente dos cadenas de amarre -14- a partir de una temperatura máxima admisible -Tmax- del conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre -14-, la temperatura ambiente -TA-, la radiación solar -RS- y la velocidad del viento calculada -VV-, mediante ecuaciones de equilibrio térmico donde la única incógnita es la intensidad de corriente correspondiente al valor de la ampacidad -AC-.
Según la realización del proceso de calibración de la referencia temperatura-tracción del conductor mostrada en la figura 6, la unidad de proceso de datos -16b- examina en primer lugar en un conjunto de datos -13- recibido de uno de los módulos de monitorización si durante un periodo de tiempo -t- predeterminado de y minutos -y min- que puede ser, por ejemplo, 20 minutos, los valores de la intensidad de corriente -IC- son inferiores a un determinado valor umbral de intensidad de corriente -xA- como por ejemplo 100 A y los valores medidos de la fuerza de tracción -FT- no excedan de un intervalo -ΔΠ"- marcado por una desviación de tracción predeterminada -xkg-. Cuando se cumplen estas condiciones, la unidad de proceso de datos calcula los valores medios -0- respectivamente de los valores medidos de la radiación solar, la intensidad de corriente, la fuerza de tracción y la temperatura ambiente -0RS, 0IC, 0FT, 0TA-. A partir de los valores medios de radiación solar, de intensidad de corriente y de temperatura ambiente y mediante ecuaciones de equilibrio térmico, por ejemplo los dados por CIGRÉ, se calcula el valor de la temperatura del conductor en la calibración -TC-cal-. Con este valor y junto con el valor medio de la fuerza de tracción -0FT- se obtiene la referencia tracción temperatura -Ref-TT-. Esta referencia tracción-temperatura -Ref-TT- es la que se emplea en la determinación de las ampacidades en el cable monitorizado.
En la figura 7 puede apreciarse una realización de la calibración de la temperatura máxima admisible -Tmax- del conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre -14-. Primero, en base a la referencia tracción-temperatura calibrada - Ref-TT- y a la referencia tracción-temperatura inicial -Ref-TT-ini- determinada en el momento de la instalación del conductor, se calcula la deformación por fluencia -
DF-. Después, en base a la deformación por fluencia -DF- y al límite de flecha -LF- resultante de la deformación por fluencia -DF- se calcula la nueva temperatura máxima admisible -Tmax- del conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre -14-.
Estas calibraciones se realizan para todos los conjuntos de vanos entre dos cadenas de amarre que componen la línea eléctrica aérea que se está monitorizando con respecto a su ampacidad.
A continuación y a fin de facilitar la comprensión del funcionamiento del sistema antes descrito se describe un ejemplo, no limitativo, referente a la aplicación del sistema en la calibración, la actualización de la calibración y la determinación de la ampacidad.
Para el proceso de cálculo, en primer lugar se definen los valores de una serie de constantes: longitud del vano equivalente -V- 350 m, conductor ACSR Hen, límite de flecha -LF- 8,52 m.
Ejemplo de la calibración del sistema: Para el proceso de calibración debe conocerse la referencia de tracción-temperatura inicial asociada a la instalación del conductor. En este ejemplo su valor es 2937kg-155C (Ref-TT-ini). A partir de la referencia tracción-temperatura inicial y del valor de fluencia inicial, cuyos valores unitarios son de 7,1 10 4 en el aluminio y de 2,1 10 5 en el núcleo, se calcula la temperatura máxima admisible inicial mediante un método iterativo de cálculo mecánico, por ejemplo el método STOC citado previamente. En este caso la temperatura máxima admisible inicial tiene un valor de 905C.
Además deben definirse una serie de parámetros de ajuste:
• Umbral de intensidad de corriente: 100 A
• Umbral de desviación típica de la tracción: 5 kg
• Periodo de tiempo sobre el que se calcula la media de tracción y temperatura: 20 minutos
Se evalúa de forma continua que la intensidad de corriente y la desviación típica de la tracción estén por debajo de los umbrales definidos. Cuando se cumplen estas condiciones, se procede a calcular la referencia tracción- temperatura -Ref-TT-. Por ejemplo, supongamos que se han cumplido las condiciones porque durante los últimos 20 minutos la intensidad ha estado por debajo de 100 A y la desviación típica de la tracción ha sido menor a 5 kg. Por lo tanto se procede a calcular los valores medios de radiación solar, intensidad de corriente, fuerza de tracción y temperatura ambiente -0RS, 0IC, 0FT, 0TA-. Supongamos que en ese instante los valores medios obtenidos son 0 W/m2, 97 A, 2806 kg y 14,2 5C. A partir de los valores medios de radiación solar, de intensidad de corriente y de temperatura ambiente y mediante ecuaciones de equilibrio térmico, por ejemplo los dados por CIGRÉ, se calcula el valor de la temperatura del conductor en la calibración -TC-cal-, que da como resultado 15 5C. A partir de ello y junto con el valor medio de la fuerza de tracción - 0FT-, se ha obtenido la referencia tracción temperatura Ref-TT que vale 2806 kg- 15 5C.
A partir de esta nueva referencia, se actualiza la deformación por fluencia. En este ejemplo, el resultado obtenido por un método iterativo de cálculo mecánico es un aumento de la deformación unitaria en el aluminio de 1 ,04-10"3 y de 9,04-10"5 en el núcleo. Este aumento se ha producido desde el instante de instalación del conductor. Por tanto, a partir del límite de flecha se recalcula el valor de la temperatura máxima admisible mediante un método iterativo de cálculo mecánico. En este caso, la temperatura máxima admisible -Tmax- obtenida es 87 5C.
Ejemplo del cálculo de la ampacidad:
En este ejemplo, las medidas en un momento dado son las siguientes: tracción -FT- 2095 kg, temperatura ambiente -TA- 205C, radiación solar -RS- 467 W/mm2, intensidad de corriente -IC- 298 A.
En primer lugar, a partir de la tracción -FT-, la referencia tracción-temperatura -Ref-TT-, los valores de fluencia -DF-, las características del conductor -CC- y la longitud del vano equivalente se calcula mediante un método iterativo de cálculo mecánico la temperatura del conductor -TC- que en este caso es de 365C.
Posteriormente, a partir de la temperatura ambiente -TA-, la radiación solar -RS-, la intensidad de corriente -IC- y la temperatura del conductor -TC-, mediante un método de cálculo térmico, por ejemplo el dado por CIGRE, se calcula la velocidad del viento -VV-. El resultado de este cálculo da un valor de 0,94 m/s suponiendo que su dirección es perpendicular al conductor.
Finalmente, se calcula el valor de la ampacidad a partir de la temperatura máxima admisible -Tmax-, ya calculada en la calibración, la temperatura ambiente -TA-, la radiación solar -RS- y la velocidad de viento -VV- mediante un método de cálculo térmico, por ejemplo el dado por CIGRE. En este caso el valor de la ampacidad es de 431 A.
En este ejemplo se observa que la intensidad de corriente (298 A) es menor que el valor de la ampacidad (431 A) de forma que la línea opera de forma segura. Además, el valor de la ampacidad indica hasta donde se podría aumentar la corriente según las condiciones actuales.

Claims

REIVINDICACIONES
1 . Sistema para la monitorización de ampacidades en líneas eléctricas aéreas que comprende
una pluralidad de módulos de monitorización (7A...7N) instalados en respectivos conjuntos de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4), estando cada conjunto de vanos (14, 14A...14N) constituido por una pluralidad de torres de alta tensión (1 A...1 N), entre las que está tendido un conductor (2), de modo que ambos extremos del conjunto de vanos (14) están delimitados por la conexión del conductor (2) a las torres (1 A...1 N) a través de sendas cadenas de amarre (4, 4')) respectivamente y estando sujetado dicho conductor (2) a lo largo del conjunto de vanos (14) por torres (1 A...1 N) y cadenas de suspensión (5) , estando colocado al menos en uno de los extremos del conductor (2) el módulo de monitorización (7) y conectado a una disposición de sensores, y comprendiendo cada módulo (7) al menos una unidad de registro y transmisión de datos (1 1 ) para recoger y transmitir datos medidos (13) por la disposición de sensores a la que está conectado;
al menos una unidad remota (16) que comprende medios transceptores (16a) para recibir los datos medidos (13A...13N) recibidos por las unidades de registro y transmisión de datos (1 1 ) de cada módulo (7) y una unidad de proceso de datos (16B) para procesar conjuntos de datos medidos (13A...13N) recibidos por los medios transceptores;
caracterizado porque
cada disposición de sensores está asignada a un conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4), y comprende cada una
un dispositivo medidor de tracción (6) instalado entre la torre (1 ) y el elemento aislador de al menos una de las cadenas de amarre (4) que limitan el correspondiente conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4')), para medir fuerzas de tracción mecánica (FT) ejercidas por el conductor (2) en el punto en el que está instalado el dispositivo medidor de tracción (6),
un dispositivo medidor de intensidad eléctrica (8) para medir intensidades de corriente eléctricas (IC) en el conductor (2), dispuesto en un punto de la instalación a través del cual se pueda acceder a la medida de intensidad,
un sensor de temperatura ambiente (9) para medir valores de las temperaturas ambiente (TA) y un sensor de radiación solar (10) para medir radiaciones solares (RS), estando dispuestos dichos sensores (9, 10) en la proximidad del conjunto de vanos (14) en el que está instalado el dispositivo medidor de tracción (6);
los valores medidos recogidos por cada unidad de recogida y transmisión de datos (16b) están comprendidos en respectivos conjuntos de datos (13A ... 13N), comprendiendo cada conjunto de datos (13A ... 13N) valores de la fuerza de tracción (FT), de la intensidad de corriente (IC), de la temperatura ambiente (TA) y de la radiación solar (RS) medidos en cada momento por la disposición de sensores (6,8,9, 10) con respecto al conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre (14A ... 14N) y una identificación del módulo de monitorizacion (7A...7N) al que están asignados;
la unidad de proceso de datos (16b) calcula la ampacidad (AC) para cada conjunto de vanos (14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4'), a partir de cada conjunto de valores medidos (13A...13N) recibidos, determinando
en un primer paso, un valor calculado de la temperatura (TC) del conductor (2) del conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4') a partir de los valores medidos de la fuerza de tracción (FT), las características (CC) del conjunto de vanos (14), la longitud del vano equivalente (V) abarcado por el conductor (2), una referencia de tracción-temperatura de conductor (Ref-TT) y la deformación por fluencia (DF);
en un segundo paso, mediante ecuaciones de equilibrio térmico y donde la dirección del viento se supone que tiene un determinado valor de forma que la única incógnita es la velocidad del viento (VV) equivalente en la dirección definida, la velocidad del viento (VV) a partir del valor calculado de la temperatura del conductor (TC), los valores medidos de la temperatura ambiente (TA), los valores medidos de la intensidad de corriente (IC) y los valores medidos de la radiación solar (RS);
en un tercer paso, la ampacidad (AC) de cada conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre (14) a partir de una temperatura máxima admisible (Tmax) del conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4'), la temperatura ambiente (TA), la radiación solar (RS) y la velocidad del viento calculada (VV), mediante ecuaciones de equilibrio térmico donde la única incógnita es la intensidad de corriente correspondiente al valor de la ampacidad (AC),
la unidad de proceso de datos -16b- calcula también la referencia de tracción-temperatura de conductor (Ref-TT), la deformación por fluencia (DF) y la temperatura máxima admisible (Tmax) del conductor para cada conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4'), a partir de cada conjunto de valores medidos (13) recibidos, determinando
en un primer paso, un valor calculado de la temperatura del conductor en la calibración (TC-cal) a partir de los valores medidos de la temperatura ambiente (TA), los valores medidos de la intensidad de corriente (IC) y los valores medidos de la radiación solar (RS),
en un segundo paso, la referencia de tracción-temperatura de conductor (Ref-TT) a partir de los valores medidos de la fuerza de tracción (FT) y el valor calculado de la temperatura del conductor en la calibración (TC-cal),
en un tercer paso, la deformación por fluencia (DF) y la temperatura máxima admisible (Tmax) del conjunto de vanos (14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4') a partir de las características (CC) del conjunto de vanos (14), la longitud del vano equivalente (V) del conjunto de vanos (14), la referencia de tracción-temperatura de conductor (Ref-TT) y el límite de flecha (LF).
2. Sistema según la reivindicación 1 , caracterizado porque el sensor de temperatura (9) y el sensor de radiación solar (10) están montados en el módulo de monitorización (7)
3. Sistema según la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque la unidad de proceso de datos (16b) determina, en un cuarto paso, el conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre (14) con la ampacidad más baja entre los conjuntos de vanos (14A...14N) correspondientes a una misma línea eléctrica aérea completa, correspondiendo la ampacidad más baja a la intensidad de corriente máxima admisible en dicha línea eléctrica aérea completa.
4. Sistema según una de las reivindicaciones precedentes, caracterizada porque, la referencia tracción-temperatura (Ref-TT) de cada conjunto de vanos (14A-...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4') se determina en una calibración en la que la unidad de proceso de datos (16b) periódicamente examina en cada conjunto de datos (13A...13N) recibido de uno de los módulos de monitorización
(7A...7N) si durante un periodo de tiempo (t) predeterminado se cumplen condiciones de calibración que comprenden que los valores de la intensidad de corriente (IC) sean inferiores a un determinado valor umbral de intensidad de corriente (x A) y los valores medidos de la fuerza de tracción (FT) no sean inferiores a un intervalo (AFT) definido por una desviación de tracción predeterminada (xkg) y, cuando se cumplen estas condiciones, la unidad de proceso de datos (16b) calcula los valores medios (0) respectivamente de los valores medidos de la radiación solar (RS), la intensidad de corriente (IC), la fuerza de tracción (FT) y la temperatura ambiente (TA), y calcula la referencia tracción-temperatura (Ref-TT) del conductor (2) en base a estos valores medios -de radiación solar (0RS), intensidad de corriente (0IC), fuerza de tracción (0FT) y temperatura ambiente (0TA).
5. Sistema según una de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque la temperatura máxima admisible (Tmax) del conjunto de vanos (14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4') se determina en una calibración en la que la unidad de proceso de datos (16b) determina, en base a la referencia tracción-temperatura (Ref-TT), la deformación por fluencia (DF) del conductor (2) y, posteriormente, en base a la deformación por fluencia (DF) y a un límite de flecha (LF) resultante de la deformación por fluencia (DF) la temperatura máxima admisible (Tmax) del conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre (14).
6. Un método para monitorizar ampacidades en líneas eléctricas aéreas mediante
una pluralidad de módulos de monitorización (7A...7N) instalados en respectivos conjuntos de vanos (14A...14N) entre sendas cadenas de amarre (4, 4'), estando cada conjunto de vanos (14) está constituido por una pluralidad de torres de alta tensión (1 A...1 N), entre las que está tendido un conductor (2), de modo que ambos extremos del conjunto de vanos (14) están delimitados por la conexión del conductor (2) a las torres (1 A...1 N) a través de sendas cadenas de amarre (4, 4') respectivamente y estando sujetado dicho conductor (2), a lo largo del conjunto de vanos (14) por torres (1 A...1 N) y cadenas de suspensión (5), estando colocado en al menos en uno de los extremos del conductor (2) uno de los módulos de monitorización (7) conectado a una disposición de sensores, y comprendiendo cada módulo (7) al menos una unidad de registro y transmisión de datos (1 1 ) para recoger y transmitir datos medidos (13) por la disposición de sensores a la que está conectado;
al menos una unidad remota (16) que comprende medios transceptores (16a) para recibir conjuntos de datos medidos (13A...13N) recibidos por las unidades de registro y transmisión de datos (1 1 ) de cada módulo (7A... 7N) y una unidad de proceso de datos (16b) para procesar los conjuntos de datos medidos (13A...13N) recibidos por los medios transceptores;
caracterizado porque comprende
asignar cada disposición de sensores a un conjunto de vanos (14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4');
medir fuerzas de tracción mecánica (FT) ejercidas por el conductor (2) en el punto en el que está instalado el dispositivo medidor de tracción (6) entre la torre (1 ) y el elemento aislador de al menos una de las cadenas de amarre (4) que limitan el correspondiente conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre
(4, 4')-;
medir intensidades de corriente (IC) en el conductor (2), mediante un dispositivo medidor de intensidad eléctrica (8), pudiendo estar dispuesto -en un punto de la instalación a través del cual se pueda acceder a la medida de intensidad;
medir valores de las temperaturas ambiente -Ta- mediante un sensor de temperatura ambiente (9) y medir radiaciones solares (RS) mediante un sensor de radiación solar (10), estando dispuestos dichos sensores (9, 10) en la proximidad del conjunto de vanos (14- en el que están instalados el dispositivo medidor de tracción (6);
transmitir los valores medidos en cada momento por cada módulo de monitorización (7A...7B) a la unidad de proceso de datos (16b), en forma de conjunto de datos (13A...13N) comprendiendo cada conjunto de datos (13A ... 13N) valores medidos de la fuerza de tracción (FT), de la intensidad de corriente eléctrica (IC), de la temperatura ambiente (TA) y de la radiación solar (RS) medidos en cada momento por la disposición de sensores (6,8,9,10) con respecto al conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre (14) y una identificación del módulo de monitorización (7A...7N) al que están asignados;
calcular, mediante la unidad de proceso de datos (16b), la ampacidad (AC) para cada conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4'), a partir de cada conjunto de valores medidos (13A...13N) recibidos, mediante un proceso que comprende determinar
en un primer paso, un valor calculado de la temperatura (TC) del conductor (2) del conjunto de vanos (14) a partir del valor medido de la fuerza de tracción (FT), las características (CC) del conductor (2), la longitud del vano equivalente (V) abarcado por el conductor (2), una referencia de tracción-temperatura de conductor (Ref-TT) y la deformación por fluencia (DF);
en un segundo paso, mediante ecuaciones de equilibrio térmico y donde la dirección del viento se supone que tiene un determinado valor de forma que la única incógnita es la velocidad del viento (VV) equivalente en la dirección definida, la velocidad del viento (VV) a partir del valor calculado de la temperatura del conductor (TC), los valores medidos de la temperatura ambiente (TA), los valores medidos de la intensidad de corriente (IC) y los valores medidos de la radiación solar (RS);
en un tercer paso, la ampacidad (AC) de cada conjunto de vanos entre dos cadenas de amarre (14) a partir de una temperatura máxima admisible (Tmax) del conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4')-, la temperatura ambiente (TA), la radiación solar (RS) y la velocidad del viento calculada (VV), mediante ecuaciones de equilibrio térmico donde la única incógnita es la intensidad de corriente correspondiente al valor de la ampacidad (AC).
calcular también, mediante la unidad de proceso de datos (16b), la referencia de tracción-temperatura de conductor (Ref-TT), la deformación por fluencia (DF) y la temperatura máxima admisible (Tmax) del conductor para cada conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4') , a partir de cada conjunto de valores medidos (13A...13N) recibidos, determinando
en un primer paso, un valor calculado de la temperatura del conductor en la calibración (TC-cal) a partir de los valores medidos de la temperatura ambiente (TA), los valores medidos de la intensidad de corriente (IC) y los valores medidos de la radiación solar (RS),
en un segundo paso, la referencia de tracción-temperatura de conductor (Ref-TT) a partir de los valores medidos de la fuerza de tracción
(FT) y el valor calculado de la temperatura del conductor en la calibración (TC-cal),
en un tercer paso, la deformación por fluencia (DF) y la temperatura máxima admisible (Tmax) del conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4') a partir de las características (CC) del conductor
(2), la longitud del vano equivalente (V) abarcado por el conductor (2), la referencia de tracción-temperatura de conductor (Ref-TT) y el límite de flecha (LF).
7. Método según la reivindicación 6, caracterizado porque comprende un cuarto paso en el que se determina, mediante la unidad de proceso de datos (16b), el conjunto de vanos (14A...14N) con la ampacidad más baja entre los conjuntos de vanos correspondientes a una misma línea eléctrica aérea completa, correspondiendo la ampacidad más baja a la intensidad de corriente máxima admisible en dicha línea eléctrica aérea completa.
8. Método según la reivindicación 6 ó 7, caracterizada porque la referencia tracción-temperatura (Ref-TT) de cada conjunto de vanos (14A...14N) se determina en una calibración en la que la unidad de proceso de datos (16b) periódicamente examina en cada conjunto de datos (13A...13N) recibido de uno de los módulos de monitorización (7A...7N) si durante un periodo de tiempo (t) predeterminado se cumplen condiciones de calibración que comprenden que los valores de la intensidad de corriente (IC) sean inferiores a un determinado valor umbral de intensidad de corriente (xA) y los valores medidos de la fuerza de tracción (FT) no sean inferiores a un intervalo (AFT) definido por una desviación de tracción predeterminada (xkg) y, cuando se cumplen estas condiciones, la unidad de proceso de datos (16b) calcula los valores medios (0) respectivamente de los valores medidos de la radiación solar (RS), la intensidad de corriente (IC), la fuerza de tracción (FT) y la temperatura ambiente (TA), y calcula la referencia tracción-temperatura (Ref-TT) del conductor (2) en base a estos valores medios de radiación solar (0RS), intensidad de corriente (0IC), fuerza de tracción (0FT) y temperatura ambiente 0TA-.
9. Sistema según una de las reivindicaciones 8 a 10, caracterizado porque la temperatura máxima admisible (Tmax) del conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4') se determina en una calibración en la que la unidad de proceso de datos (16b) determina, en base a la referencia tracción-temperatura (Ref-TT), la deformación por fluencia (DF) del conductor (2) y, posteriormente, en base a la deformación por fluencia (DF) y a un límite de flecha (LF) resultante de la deformación por fluencia (DF)- la temperatura máxima admisible (Tmax) del conjunto de vanos (14, 14A...14N) entre dos cadenas de amarre (4, 4').
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