WO2014162020A1 - Puente de medida modular para determinar el error de medida en transformadores de medida - Google Patents

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WO2014162020A1
WO2014162020A1 PCT/ES2013/070215 ES2013070215W WO2014162020A1 WO 2014162020 A1 WO2014162020 A1 WO 2014162020A1 ES 2013070215 W ES2013070215 W ES 2013070215W WO 2014162020 A1 WO2014162020 A1 WO 2014162020A1
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transformer
measurement
error
measuring bridge
measurement error
Prior art date
Application number
PCT/ES2013/070215
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French (fr)
Inventor
Andoni GALLASTEGI URIARTE
Urko ZATICA LARRINAGA
Original Assignee
Arteche Centro De Tecnología, A.I.E.
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Publication date
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    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R35/00—Testing or calibrating of apparatus covered by the other groups of this subclass
    • G01R35/02—Testing or calibrating of apparatus covered by the other groups of this subclass of auxiliary devices, e.g. of instrument transformers according to prescribed transformation ratio, phase angle, or wattage rating
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01F—MAGNETS; INDUCTANCES; TRANSFORMERS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR MAGNETIC PROPERTIES
    • H01F38/00—Adaptations of transformers or inductances for specific applications or functions
    • H01F38/20—Instruments transformers
    • H01F38/22—Instruments transformers for single phase ac
    • H01F38/24—Voltage transformers

Definitions

  • the present invention has its application in capacitive voltage transformers (TTC) installed in high voltage substations, also being applicable to inductive voltage transformers.
  • TTC capacitive voltage transformers
  • TTC capacitive voltage transformers
  • Capacitive voltage transformers are essentially capacitive voltage dividers, that is, a series of capacitors arranged in series, so that if the voltage between the terminals of one of the capacitors is measured, the full voltage can be known.
  • the capacitors may lose insulation, reaching perforation. This makes the rest of the capacitors withstand more voltage and can break down. This deterioration of the capacitors is manifested in a measurement error of the corresponding capacitive voltage transformer. Therefore, it is very important to know the status of the transformers before they break down. They could be taken to the laboratory to test them but logically they would have to be disconnected from the network, which is not feasible.
  • transformers are precision measuring equipment (for example 0.2%), so that if an accuracy of 0.6% is measured, the degree of deterioration can be known.
  • the precision measurements are made at the operating voltage, using a high precision inductive voltage transformer (TTP) as the reference standard, placing the pattern as close to the equipment to be measured in order to avoid measurement errors.
  • TTP inductive voltage transformer
  • the TTP standard transformer must be taken to the substation where the TTC transformers to be tested are connected.
  • the margin of error of the TTC transformer being tested is measured by a measuring bridge (electronic comparator), since the accuracy of the TTP is known.
  • This measuring bridge must be connected on one side to the TTP standard transformer - which is located at a specific point in the substation - and to each TTC transformer to be tested. These transformers that are to be tested are normally several hundred meters apart. Therefore, at least one of the entries in Bridge voltage must be connected to one of the transformers (either the TTP standard transformer or the TTC transformer to be tested, depending on where the comparator is located) by means of a cable with several hundred meters, with the consequent voltage drop. To minimize the problem, very thick cables must be used, which must also be strongly supported by the magnetic fields existing in the substation.
  • the voltage on the line to which it is to be connected must be removed and then reconnected. Once the measurement is made for the transformers in one phase, the same is done for the rest of the phases.
  • the measuring bridge is sensitive to electromagnetic waves, and there are many in the substation.
  • the cables that go from the standard transformer and from the transformer to be tested to the measuring bridge are very long (they can be of the order of 300 m).
  • the measurements to be correct there should not be much voltage drop in the cable, and furthermore these measurements cannot be influenced by electromagnetic waves; Therefore, very thick and highly shielded cables are needed.
  • the invention relates to a modular measuring bridge according to claim 1; Preferred embodiments of the modular measuring bridge are defined in the dependent claims.
  • the error measurements are carried out eliminating the need to use a standard transformer, using instead any voltage transformer of the substation as a reference, thus avoiding that disconnections have to be made in the line.
  • the modular measuring bridge of the invention the long and thick cables are also eliminated by the substation, since in the modular measuring bridge the different elements that constitute the same are divided and remotely connected to each other.
  • the present invention relates to a modular or distributed measuring bridge for determining a measurement error ⁇ of a measuring transformer connected to a phase of a high voltage line.
  • the modular measuring bridge comprises:
  • said first and second elements further comprise transmission means for transmitting said first and second voltage values V ref and V med to the comparator;
  • said comparator comprises receiving means for receiving said first and second voltage values V ref and V med ; Y,
  • the comparator In response to receiving the comparator said first and second voltage values V ref and V med , the comparator is configured to calculate the measurement error ⁇ of the measurement transformer.
  • the transmission means of said first and second elements and the reception means of the comparator preferably form part of a local network.
  • wireless This wireless local network preferably comprises a router or WiFi router.
  • Said comparator is preferably an electronic comparator.
  • Said electronic comparator can be a personal computer, preferably portable.
  • Said first and second elements are preferably portable. That is, the different elements that form the modular measuring bridge of the invention are preferably portable, so that the modular measuring bridge is easily transportable, for example, in a suitcase.
  • the measurement error ⁇ of the reference measurement transformer is preferably determined as a function of a measurement error 8 re f of the reference measurement transformer.
  • This measurement error 8 re f of the reference measurement transformer is preferably estimated using the modular measuring bridge of the invention.
  • the same reference transformer is used to perform measurements of different measurement transformers with the modular measuring bridge, and with the measurement errors calculated for the different transformers and knowing in each case in which load conditions the secondary of the each transformer when these measurements have been taken, the measurement error value of the reference transformer is estimated to minimize the difference, for each and every one of the measurement transformers, between the calculated measurement error and the expected error for those conditions of secondary load.
  • the measuring bridge preferably comprises a measuring element of a current by said measuring transformer, such as, for example, an ammeter clamp.
  • Said first and second elements may be data acquisition equipment, preferably with wireless connection capability.
  • Said measurement transformer whose measurement error is preferably determined is a capacitive voltage transformer.
  • Said reference measurement transformer may be a capacitive voltage transformer; or it can also be an inductive voltage transformer.
  • the first element to measure a first voltage value V med of the reference measurement transformer in a given instant of time is connectable at any point in the same phase of the high voltage line where there is a reference measurement transformer.
  • this refers to a process Calibration of a measurement error 8 re f of a first measurement transformer.
  • This calibration procedure includes:
  • V med is the voltage value measured by each measuring transformer and V ref is the voltage value measured by the reference transformer;
  • NC x1 - (x1 -x2) * C1 - (x2-x3) * (C2 + C3) / (n e sec-1)
  • the calibration procedure can be advantageously carried out with a modular measuring bridge according to what has been defined in the foregoing.
  • Figure 1 shows a simplified scheme of the modular measuring bridge according to a preferred embodiment of the invention.
  • Figure 2 shows a graph with the limit values acquired by the NC load level.
  • Figure 3 shows some of the elements of the modular measuring bridge of the invention connected to a measuring transformer.
  • Figure 4 shows an enlarged view of the dotted part of Figure 3.
  • Figure 1 shows a simplified scheme of a modular measuring bridge 100 according to a preferred embodiment of the invention, for determining the measurement error of a capacitive voltage transformer 10, connected to a phase 30 of a high voltage line of a substation electric
  • the modular measuring bridge 100 of the invention comprises the following distributed elements:
  • An electronic comparator 130 implemented in an error and load calculation software running on a laptop, with wireless connection capability 150.
  • the preferred embodiment includes:
  • a router to build a wireless data network in the substation In this case a WiFi router was used.
  • an ammeter clamp is also used to calculate the secondary load of the voltage transformers.
  • the two 1 10, 120 measurement acquisition systems used are two National Instruments equipment, with 24-bit analog / digital converters, and with a maximum sampling rate of 50 KS / s. These devices have the ability to transmit data via WiFi.
  • the first measurement acquisition system 1 10 is connected to a reference transformer 20 that is connected to the same phase 30 of the high voltage line to which the capacitive voltage transformer 10 is connected to test; and the second measurement acquisition system 120 is connected to the capacitive voltage transformer 10.
  • Each measurement acquisition system 1 10, 120 is connected to the three secondary (one secondary measurement and two secondary protection) of the reference transformer 20 and the capacitive voltage transformer 10, respectively.
  • a signal adaptation module is used which in turn provides galvanic isolation between the channels.
  • Each module has four measurement inputs, three that are used to simultaneously measure the voltage of the three phase of each transformer, and a fourth that is used together with the clamp meter to measure the load in service of the secondary.
  • wireless network 140 in order to achieve greater adaptability of the WiFi network to the different topologies of the substations, two directional antennas that multiply the range of wireless links are incorporated into the system.
  • the introduction of directional antennas means that there are practically no distance limits within the substation to establish the WiFi wireless network.
  • FIG. 3 A part of the elements of the modular measuring bridge of the invention is shown in Figure 3. Specifically, the second measurement acquisition system 120 is shown (its WiFi antenna 121 can also be seen) connected to the three secondary ones of the connection box 1 1 of the corresponding capacitive voltage transformer 10. In this figure 3 the signal adaptation module 160 between the data acquisition system and the secondary of the transformer can also be seen. As can be seen, the connection between the measurement acquisition system 120 and the transformer is made by means of cables 170 of short length, can be between 5 m and 20 m, which are also not shielded cables.
  • Figure 4 which shows an enlarged view of the connection box, the cables coming from the measurement acquisition system directly connected to the three secondary transformers are better seen. The current clamp for current measurement is also shown.
  • the elements that constitute the modular bridge of the invention are easily transportable devices, of reduced weight and size, that can be configured in a suitcase with the required IPN protections and that can be carried comfortably to the connection point (for example , the junction box) where it connects easily and quickly.
  • Measurement error calculated £ med capacitive voltage transformer 10 is determined as the relative difference voltage value V med measured by the capacitive voltage transformer 10 and the voltage value V ref measured by the reference transformer 20:
  • the modular measuring bridge is not using the measurement given by a standard transformer; therefore, that calculated measurement error 8 med does not correspond to the absolute measurement error ⁇ of the capacitive voltage transformer, It is a relative error.
  • the absolute measurement error ⁇ of the capacitive voltage transformer 10 is calculated as:
  • the absolute measurement error ⁇ of the capacitive voltage transformer 10 is therefore referenced to the measurement error 8 ref of the chosen reference transformer.
  • an inductive voltage transformer is preferably used, whose precision is not altered in its life; but in those substations that do not have inductive voltage transformers, one of the capacitive voltage transformers TTC is chosen as the reference transformer.
  • the measurement error 8 re f of the reference transformer 20 can be known by the errors with variation of loads that have been previously registered.
  • ⁇ ( ⁇ ) 8med ( ⁇ ) + ⁇ ⁇ ⁇ + e me d (i) * e re f / (8 m ed (i) + ⁇ ⁇ ⁇ ) / 100, [3]
  • the measurement error 8 re f of the reference transformer 20 is zero in all cases.
  • the current of each of the three secondary capacitive voltage transformers is known from the current clamp: 11 (current in the secondary measurement), 12 (current in the first secondary protection) and 13 (current in the second secondary of protection). With these current values and knowing the transformer nominal values, the percentage of load of each secondary% C1,% C2 and% C3 is calculated with respect to the maximum permissible load.
  • NC load level
  • NC x1 - (x1 -x2) * C1 - (x2-x3) * (C2 + C3) / (n e sec-1)
  • - x3 precision recorded in the corresponding transformer protocol to work with all secondary ones at 100% load (position '1/1 / 1'). If the data is not available, the value -0.1 is assigned (another value can also be assigned, depending on the characteristics of the measuring transformers).
  • Figure 2 shows a graph with the limit values acquired by the NC load level in the case of a capacitive voltage transformer with a secondary measurement and two secondary protection, specified for simultaneous loads of 20, 75 and 75 VA.
  • the difference ⁇ ( ⁇ ) is then calculated between the value of the measurement error ⁇ ( ⁇ ) of each of the capacitive voltage transformers 10 and the value of the NC load level (i) calculated in each case.
  • the value of the measurement error ⁇ ( ⁇ ) can be calculated by equation [2] or by equation [3] if more precision is desired.
  • the probability of having perforated capacitors is proportional to the longevity of the equipment.
  • a series of data is recorded on the capacitive voltage transformers TTCs to be measured. Specifically, note is taken of: position, manufacturer, model, serial number, year of manufacture, primary voltage V prim , secondary voltage V sec , N e of secondary and secondary powers Pi.
  • a voltage transformer is chosen as reference voltage transformer 20 of the measurements.
  • the modular measuring bridge 100 of the invention is connected as explained above.
  • the information provided by the modular measuring bridge 100 for each of phases 0, 4 and 8 is:
  • the modular measuring bridge 100 also provides information on the oscillation of the measurements of the three phases.
  • all voltage measurement transformers are TTC capacitive voltage transformers. There are 9 TTCs in line positions and 4 in bars, making a total of 13 TTCs.
  • the data of the transformers of this first substation are the following:
  • the measurements are made in the measurement centralization box, located near the capacitive voltage transformers of each line position.
  • the choice of this measuring point, the closest accessible point to the capacitive transformers, makes it possible to eliminate almost entirely the contribution to the error of the secondary connection cables.
  • the measured data and the calculated values of the load percentages of each secondary% C1,% C2 and% C3 and the NC load level are as follows:
  • all voltage measurement transformers are TTC capacitive voltage transformers.
  • the lines dedicated to the AVE are biphasic. There are 18 TTCs in three-phase line positions, 4 in two-phase lines and 6 in bars, making a total of 28 TTCs.
  • the measurements are made in the measurement centralization box, located near the capacitive voltage transformers of each line position.
  • the choice of this measuring point, the closest accessible point to the capacitive transformers, makes it possible to eliminate almost entirely the contribution to the error of the secondary connection cables.
  • the measured data and the calculated values of the load percentages of each secondary% C1,% C2 and% C3 and the NC load level are as follows:
  • the measurement error of the substation measurement transformers can be determined, and based on the values obtained establish preventive maintenance of them.
  • the invention is not limited to the specific embodiments that have been described but also covers, for example, the variants that can be made by the average person skilled in the art (for example, in terms of the choice of dimensions, components , configuration, etc.), within what follows from the claims.

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  • Measuring Instrument Details And Bridges, And Automatic Balancing Devices (AREA)
  • Testing Of Short-Circuits, Discontinuities, Leakage, Or Incorrect Line Connections (AREA)

Abstract

La invención se refiere a un puente de medida modular (100) para determinar un error de medida ε de un transformador de medida (10) conectado a una fase (30) de una línea de alta tensión, que comprende: - un primer elemento (110) para medir en un instante de tiempo determinado un primer valor de tensión Vref de un transformador de medida de referencia (20) conectado a la misma fase (30); - un segundo elemento (120) para medir en dicho mismo instante de tiempo un segundo valor de tensión Vmed de dicho transformador de medida (10); y, - un comparador (130). Dichos primer y segundo elementos (110, 120) además comprenden medios de transmisión (140) para transmitir dichos primer y segundo valores de tensión Vref y Vmed al comparador (130); y dicho comparador (130) comprende medios de recepción (150) para recibirlos.En respuesta a recibir el comparador (130) dichos primer y segundo valores de tensión Vref y Vmed , el comparador (130) está configurado para calcular el error de medida ε del transformador de medida (10).

Description

PUENTE DE MEDIDA MODULAR PARA DETERMINAR EL ERROR DE MEDIDA EN
TRANSFORMADORES DE MEDIDA
CAMPO TÉCNICO
La presente invención tiene su aplicación en transformadores de tensión capacitivos (TTC) instalados en subestaciones de alta tensión, siendo también aplicable a transformadores de tensión inductivos.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Los transformadores de tensión capacitivos (TTC) normalmente utilizados en las líneas de alta tensión sirven para separar el circuito de alta tensión los instrumentos de medida, contadores, relés, etc., reduciendo las tensiones a valores manejables y proporcionales a las tensiones primarias originales con la posibilidad de transmitir señales de alta frecuencia a través de las líneas de alta tensión.
Los transformadores de tensión capacitivos son esencialmente divisores de tensión capacitivos, es decir, una serie de condensadores dispuestos en serie, de forma que si se mide la tensión entre los bornes de uno de los condensadores se puede conocer la tensión completa.
Con el paso del tiempo los condensadores pueden ir perdiendo aislamiento, llegando a perforarse. Esto hace que el resto de condensadores soporte más tensión y pueda llegar a estropearse. Este deterioro de los condensadores se manifiesta en un error de medida del transformador de tensión capacitivo correspondiente. Por ello, es muy importante conocer el estado de los transformadores antes de que se estropeen. Se podrían llevar al laboratorio para probarlos pero lógicamente habría que desconectarlos de la red lo cual es inviable.
En la actualidad lo que se hace es medir la precisión de los equipos sin desconectarlos. Estos transformadores son equipos de medida de precisión (por ejemplo 0,2 %), de forma que si se mide una precisión de 0,6 % se puede saber el grado de deterioro.
Las medidas de precisión se realizan a la tensión de servicio, utilizando como patrón de referencia un transformador de tensión inductivo de gran precisión (TTP), situando el patrón lo más cerca de los equipos a medir para así evitar los errores en la medida.
Según el procedimiento actual con transformador patrón TTP, las acciones a realizar para hacer las medidas son las siguientes:
Solicitar desconexión de la zona de trabajo.
Situar el transformador patrón bajo el punto de conexión de la fase a medir, respetando las distancias indicadas en el croquis de instalación.
- Conectar el primario del TTP a la fase y los secundarios del TTP y del TTC al puente de medida e instalar las cargas de precisión.
Proteger mediante valla de seguridad (red mallada aislante) puesta a tierra el emplazamiento del TTP.
Verificar las distancias de seguridad de los puntos en tensión, entre fases y tierra.
Devolver la conexión y solicitar el régimen de pruebas y ensayos para los transformadores TTC a verificar.
Efectuar la medida de las cargas en servicio.
Efectuar las medidas en cada uno de los TTC conectados a la fase, según se indica a continuación:
i) Medida de relación de ángulo para la carga de servicio en devanados de medida.
ii) Desconexión de los circuitos del devanado de medida y conexión de la carga de precisión.
iii) Medidas de relación y de ángulo al 25% y 100% de la carga de precisión. iv) Desconexión de la carga de precisión y conexión de los circuitos de medida. v) Cambio de los cables de conexión a otro TTC de la misma fase y de otra posición y repetición de la secuencia de medida i)-iv).
Finalizada la verificación de todos los TTC de la fase, se solicita de nuevo desconexión de la zona de trabajo, se instala el TTP en otra fase y se repite la secuencia. El mismo procedimiento se sigue para la tercera fase.
Es decir, hay que llevar el transformador patrón TTP a la subestación donde están conectados los transformadores TTC a testear.
El margen de error del transformador TTC que se está testeando se mide mediante un puente de medida (comparador electrónico), ya que la precisión del TTP es conocida.
Este puente de medida se debe conectar por un lado al transformador patrón TTP -que se sitúa en un punto concreto de la subestación- y a cada transformador TTC a testear. Estos transformadores que se quieren testear normalmente están separados varios cientos de metros. Por tanto, al menos una de las entradas de tensión del puente tiene que unirse a uno de los transformadores (ya sea el transformador patrón TTP o el transformador a testear TTC, dependiendo de dónde se sitúe el comparador) mediante un cable con varios cientos de metros, con la consiguiente caída de tensión. Para minimizar el problema se deben utilizar cables muy gruesos, que además deberán estar fuertemente apantanadlos por los campos magnéticos existentes en la subestación.
Por otra parte, para conectar el transformador patrón hay que quitar la tensión en la línea a la que se va a conectar y luego volver a conectarla. Una vez realizada la medida para los transformadores de en una fase se procede de igual forma para el resto de fases.
Este procedimiento utilizado actualmente tiene los siguientes problemas:
En primer lugar, hay poca disponibilidad de transformadores patrón en toda España, y el transformador patrón es muy grande (para tensiones de 400 KV tiene aproximadamente 4m). Además hay que llevarlo hasta la subestación que, generalmente están en lugares poco accesibles. El puente de medida también hay que llevarlo en una furgoneta hasta la subestación.
Además, para manejar el transformador patrón es necesario contar con técnicos especialistas para decidir dónde colocarlo en la subestación. Para medir con el transformador patrón hay que desconectar la zona en la que está ese transformador patrón (descargo) antes y después de su conexión. Cuando se termina de medir en una fase hay que pasar a otra, lo que requiere mucho tiempo y personal especializado, además de muchas medidas de seguridad.
Por otra parte, el puente de medida es sensible a las ondas electromagnéticas, y en la subestación hay muchas. Como se ha indicado, los cables que van desde el transformador patrón y desde el transformador a testear hasta el puente de medida son muy largos (pueden ser del orden de 300 m). Para que las medidas sean correctas, no debería haber mucha caída de tensión en el cable, y además estas medidas no pueden estar influenciados por las ondas electromagnéticas; por ello, se necesitan cables muy gruesos y con mucho apantallamiento.
El resultado es que mediante el procedimiento actual con puente de medida convencional y utilizando el transformador patrón en cada subestación se tarda aproximadamente una semana en tomar las medidas. Teniendo en cuenta que sólo se puede trabajar con el transformador patrón de 2 a 3 meses por año, con este procedimiento sólo es posible inspeccionar unas 7 subestaciones al año, es decir, un 10% del total de subestaciones. DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
La invención se refiere a un puente de medida modular según la reivindicación 1 ; realizaciones preferidas del puente de medida modular se definen en las reivindicaciones dependientes.
Mediante el puente de medida modular o distribuido de la invención se realizan las medidas del error eliminando la necesidad de utilizar un transformador patrón, utilizando en su lugar cualquier transformador de tensión de la subestación como referencia, evitando así que se tengan que realizar desconexiones en la línea. Mediante el puente de medida modular de la invención se eliminan también los largos cables y gruesos por la subestación, ya que en el puente de medida modular los diferentes elementos que constituyen el mismo están fraccionados y conectados remotamente entre sí.
La presente invención se refiere a un puente de medida modular o distribuido para determinar un error de medida ε de un transformador de medida conectado a una fase de una línea de alta tensión. El puente de medida modular comprende:
un primer elemento para medir en un instante de tiempo determinado un primer valor de tensión Vref de un transformador de medida de referencia conectado a esa misma fase;
un segundo elemento para medir en dicho mismo instante de tiempo un segundo valor de tensión Vmed de dicho transformador de medida cuyo error de medida se quiere determinar; y
un comparador.
De acuerdo con un primer aspecto de la invención:
dichos primer y segundo elementos además comprenden medios de transmisión para transmitir dichos primer y segundo valores de tensión Vref y Vmed al comparador;
dicho comparador comprende medios de recepción para recibir dichos primer y segundo valores de tensión Vref y Vmed; y,
en respuesta a recibir el comparador dichos primer y segundo valores de tensión Vref y Vmed, el comparador está configurado para calcular el error de medida ε del transformador de medida.
Los medios de transmisión de dichos primer y segundo elementos y los medios de recepción del comparador preferiblemente forman parte de una red local inalámbrica. Esta red local inalámbrica preferiblemente comprende un router o enrutador WiFi.
Dicho comparador es preferiblemente un comparador electrónico. Dicho comparador electrónico puede ser un ordenador personal, preferiblemente portátil. Dichos primer y segundo elementos son preferiblemente portátiles. Es decir, los diferentes elementos que forman el puente de medida modular de la invención son preferiblemente portátiles, de forma que el puente de medida modular es fácilmente transportable, por ejemplo, en una maleta.
El error de medida ε del transformador de medida de referencia preferiblemente es determinado como función de un error de medida 8ref del transformador de medida de referencia. Este error de medida 8ref del transformador de medida de referencia preferiblemente es estimado haciendo uso del puente de medida modular de la invención. Para ello, se utiliza un mismo transformador de referencia para realizar medidas de diferentes transformadores de medida con el puente de medida modular, y con los errores de medida calculados para los diferentes transformadores y conociendo en cada caso en qué condiciones de carga estaban los secundarios de cada transformador cuando se han tomado dichas medidas, se estima el valor del error de medida del transformador de referencia para minimizar la diferencia, para todos y cada uno de los transformadores de medida, entre el error de medida calculado y el error esperado para esas condiciones de carga de los secundarios.
El puente de medida preferiblemente comprende un elemento de medida de una corriente por dicho transformador de medida, como por ej., una pinza amperimétrica.
Dichos primer y segundo elementos pueden ser equipos de adquisición de datos, preferiblemente con capacidad de conexión inalámbrica.
Dicho transformador de medida cuyo error de medida se quiere determinar preferiblemente es un transformador de tensión capacitivo.
Dicho transformador de medida de referencia puede ser un transformador de tensión capacitivo; o también puede ser un transformador de tensión inductivo.
El primer elemento para medir en un instante de tiempo determinado un primer valor de tensión Vmed del transformador de medida de referencia es conectable en cualquier punto de la misma fase de la línea de alta tensión en el que haya un transformador de medida de referencia.
Según un segundo aspecto de la invención, ésta se refiere a un procedimiento de calibración de un error de medida 8ref de un primer transformador de medida. Este procedimiento de calibración comprende:
establecer dicho primer transformador de medida como transformador de medida de referencia, e inicialmente establecer que dicho error de medida 8ref es cero; - utilizar un puente de medida para determinar un error de medida para una pluralidad i de transformadores de medida, estando trabajando dichos transformadores de medida a unas determinadas condiciones de carga, y calculándose dicho error de medida según la siguiente expresión:
£med = (Vmed- Vref)/ Vref; [1 ]
donde Vmed es el valor de tensión medido por cada transformador de medida y Vref es el valor de tensión medido por el transformador de referencia;
calcular el error de medida ε(ί) absoluto de cada transformador de medida según la siguiente expresión:
ε(ί) = smed(i) + εΓΘί [2]
- dar valores a dicho error de medida 8ref del transformador de referencia para minimizar la diferencia entre dicho error de medida ε(ί) absoluto de cada transformador de medida y un error esperado para esas condiciones de carga.
Dicho error esperado para las condiciones de carga de cada transformador de medida se calcula según la siguiente expresión:
NC = x1 -(x1 -x2)*C1 -(x2-x3)*(C2+C3)/(nesec-1 )
siendo:
- nesec: número de secundarios del transformador de medida;
- x1 : precisión del transformador de medida correspondiente al trabajar con sus secundarios en vacío;
- x2: precisión del transformador de medida correspondiente a trabajar con su secundario de medida al 100% de carga y el resto de secundarios en vacío;
- x3: precisión del transformador de medida correspondiente a trabajar con todos sus secundarios al 100% de carga; y
- C1 , C2 y C3: porcentaje de carga de cada secundario respecto a la máxima carga admisible.
El procedimiento de calibración se puede llevar a cabo ventajosamente con un puente de medida modular de acuerdo con lo que se ha definido en lo anterior.
Otras ventajas y características de la invención serán evidentes de la descripción detallada que sigue y serán particularmente señaladas en las reivindicaciones adjuntas.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Para complementar la descripción y con objeto de ayudar a una mejor comprensión de las características de la invención, de acuerdo con un ejemplo de realización práctica de la misma, se acompaña como parte integrante de la descripción, un juego de figuras en el que con carácter ilustrativo y no limitativo, se ha representado lo siguiente:
La figura 1 muestra un esquema simplificado del puente de medida modular según una realización preferida de la invención.
La figura 2 muestra una gráfica con los valores límite que adquiere el nivel de carga NC.
La figura 3 muestra alguno de los elementos del puente de medida modular de la invención conectados a un transformador de medida.
La figura 4 muestra una vista ampliada de la parte punteada de la figura 3.
DESCRIPCIÓN DE UN MODO DE REALIZACIÓN DE LA INVENCIÓN
La figura 1 muestra un esquema simplificado de un puente de medida modular 100 según una realización preferida de la invención, para determinar el error de medida de un transformador de tensión capacitivo 10, conectado a una fase 30 de una línea de alta tensión de una subestación eléctrica.
En su realización preferida el puente de medida modular 100 de la invención comprende los siguientes elementos distribuidos:
- Dos sistemas de adquisición de medidas 1 10, 120 de alta precisión, con capacidad de comunicación inalámbrica 140, en este caso WiFi.
Un comparador 130 electrónico implementado en un software de cálculo de error y de carga que se ejecuta en un ordenador portátil, con capacidad de conexión inalámbrica 150.
Además, en la realización preferida se incluye:
Un router para construir una red inalámbrica de datos en la subestación. En este caso se utilizó un router WiFi.
Antenas direccionales.
Preferiblemente se utiliza también una pinza amperimétrica para calcular la carga de los secundarios de los transformadores de tensión. Los dos sistemas de adquisición de medidas 1 10, 120 utilizados son dos equipos de National Instruments, con convertidores analógico/digital de 24 bits, y con velocidad de muestreo máxima de 50 KS/s. Estos equipos cuentan con capacidad de transmitir los datos vía WiFi.
De los dos sistemas de adquisición de medidas el primer sistema de adquisición de medidas 1 10 se conecta a un transformador de referencia 20 que esté conectado a la misma fase 30 de la línea de alta tensión a la que esté conectado el transformador de tensión capacitivo 10 a testear; y el segundo sistema de adquisición de medidas 120 se conecta al transformador de tensión capacitivo 10.
Cada sistema de adquisición de medidas 1 10, 120 se conecta a los tres secundarios (un secundario de medida y dos secundarios de protección) del transformador de referencia 20 y del transformador de tensión capacitivo 10, respectivamente.
Para poder conectarse directamente a los secundarios de dichos transformadores 10, 20, se utiliza un módulo de adaptación de señal que a su vez proporciona aislamiento galvánico entre los canales. Cada módulo tiene cuatro entradas de medida, tres que se utilizan para medir simultáneamente la tensión de la terna de fases de cada transformador, y una cuarta que se utiliza junto a la pinza amperimétrica para medir la carga en servicio de los secundarios.
En relación con la red inalámbrica 140, con el fin de lograr la mayor adaptabilidad de la red WiFi a las diferentes topologías de las subestaciones se incorporan al sistema dos antenas direccionales que multiplican el alcance de los enlaces inalámbricos.
A la hora de establecer la red inalámbrica se ha de tener en cuenta que con tres elementos (dos sistemas de adquisición de medidas y el router WiFi) casi siempre se puede encontrar disposiciones físicas que permitan una correcta comunicación entre los equipos.
La introducción de las antenas direccionales hace que prácticamente no haya límites de distancia dentro de la subestación para establecer la red inalámbrica WiFi.
A pesar de ser la subestación un espacio aparentemente abierto, la masiva presencia de "obstáculos" metálicos presentan una barrera para el establecimiento de los enlaces WiFi. Por tanto, para el correcto funcionamiento de la red WiFi es recomendable establecer contacto visual entre los diferentes equipos.
Por ello, para el establecimiento de las comunicaciones es necesario buscar la ubicación del router que permita visualizar al mismo tiempo las dos unidades de medida remotas.
En cualquier caso, el hecho de tratarse de un entorno con fuertes campos electromagnéticos como es una subestación de 400kV no ha supuesto problema alguno para las comunicaciones WiFi.
En la figura 3 se muestra una parte de los elementos del puente de medida modular de la invención. En concreto se muestra el segundo sistema adquisición de medidas 120 (se puede ver también su antena WiFi 121 ) conectado a los tres secundarios de la caja de conexión 1 1 del transformador de tensión capacitivo 10 correspondiente. En esta figura 3 también se puede ver el módulo de adaptación de señal 160 entre el sistema de adquisición de datos y los secundarios del transformador. Como se puede ver, la conexión entre el sistema de adquisición de medidas 120 y el transformador se realiza mediante cables 170 de poca longitud, pueden ser entre 5 m y 20 m, que además no son cables apantallados.
Aunque no se muestra, lógicamente para el transformador de referencia 20 se utilizaría una disposición equivalente a la mostrada en esta figura 3.
En la figura 4, que muestra una vista ampliada de la caja de conexión se ven mejor los cables que vienen del sistema de adquisición de medidas conectados directamente a los tres secundarios del transformador. Así mismo se muestra la pinza amperimétrica para medida de corriente.
Como se puede apreciar, los elementos que constituyen el puente modular de la invención son dispositivos fácilmente transportables, de reducido peso y tamaño, que pueden configurarse en una maleta con las protecciones IPN requeridas y que puede llevarse cómodamente hasta el punto de conexión (por ejemplo, la caja de conexiones) donde se conecta fácil y rápidamente.
Una vez se han instalado los diferentes elementos que constituyen el puente de medida modular de la invención según lo que se ha indicado en lo anterior, se pueden tomar medidas.
El error de medida £med calculado del transformador de tensión capacitivo 10 se determina como la diferencia relativa del valor de tensión Vmed medido por el transformador de tensión capacitivo 10 y el valor de tensión Vref medido por el transformador de referencia 20:
£med = (Vmed- Vref)/ Vref [1 ]
En este caso el puente de medida modular no está utilizando la medida dada por un transformador patrón; por ello, ese error de medida 8med calculado no se corresponde con el error de medida ε absoluto del transformador de tensión capacitivo, sino que es un error relativo. El error de medida ε absoluto del transformador de tensión capacitivo 10 se calcula como:
ε = £med + £ref
donde 8ref es el error de medida del transformador de referencia 20.
El error de medida ε absoluto del transformador de tensión capacitivo 10 está, por tanto, referenciado al error de medida 8ref del transformador de referencia elegido.
Como transformador de referencia preferiblemente se utiliza un transformador de tensión inductivo, cuya precisión no se ve alterada en la vida del mismo; pero en aquellas subestaciones que no haya transformadores de tensión inductivos se escoge como transformador de referencia uno de los transformadores de tensión capacitivos TTC.
El error de medida 8ref del transformador de referencia 20 se puede conocer mediante los errores con variación de cargas que se hayan registrado con anterioridad.
Pero también existe la posibilidad de estimar este error de medida 8ref del transformador de referencia 20 haciendo uso del puente de medida modular 100 de la invención. Para ello, se utiliza el mismo transformador de referencia 20 para realizar medidas de diferentes transformadores de tensión capacitivos 10. Para cada transformador (i) que se mida se obtiene un valor del error de medida emed(i)- Como se ha indicado antes, el error de medida ε absoluto de cada transformador de tensión capacitivo 10 se calcula:
ε(ί) = 8med(¡) + εΓΘί. [2]
Si se quiere tener una mayor precisión sobre las medidas el error de medida ε absoluto se calcula:
ε(ί) = 8med(¡) + εΓΘί + emed(i) * eref/(8med(i) + εΓΘί)/100, [3]
siendo el último término cuasi despreciable frente a los otros dos sumandos.
Durante el proceso de medida se ha considerado que el error de medida 8ref del transformador de referencia 20 es cero en todos los casos.
Para estimar el valor real de este error de medida 8ref se sigue el siguiente procedimiento:
Mediante la pinza amperimétrica se conoce la corriente de cada uno de los tres secundarios de los transformadores de tensión capacitivos: 11 (corriente en el secundario de medida), 12 (corriente en el primer secundario de protección) e 13 (corriente en el segundo secundario de protección). Con estos valores de corriente y conociendo los valores nominales del transformador se calcula el porcentaje de carga de cada secundario %C1 , %C2 y %C3 respecto a la máxima carga admisible.
Con esta información se puede conocer un nivel de carga, NC, al que está trabajando cada transformador. Este nivel de carga, a falta de datos del protocolo de fabricación del equipo proporciona un valor orientativo del error esperado en el secundario de medida en función de las cargas simultáneas en los tres secundarios. El nivel de carga NC se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:
NC = x1 -(x1 -x2)*C1 -(x2-x3)*(C2+C3)/(nesec-1 )
donde:
- nesec: número de secundarios del transformador;
- x1 : precisión registrada en el protocolo del transformador correspondiente al trabajar con los tres secundarios en vacío (posición Ό/0/O'). En caso de no tener disponible al dato se asigna el valor 0,1 en este caso (si bien este valor 0,1 puede ser otro, que dependerá de las características de los transformadores de medida);
- x2: precisión registrada en el protocolo del transformador correspondiente a trabajar con el secundario de medida al 100% de carga y el resto de secundarios en vacío (posición Ί /0/O'). En caso de no tener disponible, en este caso al dato se le asigna el valor 0,07 (si bien, al igual que antes, se puede asignar otro valor dependiendo de las características de los transformadores de medida);
- x3: precisión registrada en el protocolo del transformador correspondiente a trabajar con todos los secundarios al 100% de carga (posición '1/1 /1 '). En caso de no tener disponible al dato se asigna el valor -0,1 (igualmente se le puede asignar otro valor, según las características de los transformadores de medida).
Es decir, conociendo la carga en cada uno de los secundarios se puede calcular el punto de trabajo de cada transformador y obtener el nivel de carga NC(i) de cada medida. Este nivel de carga NC da una estimación de la precisión que corresponde al transformador según cuáles sean las cargas simultáneas de sus secundarios.
La figura 2 muestra una gráfica con los valores límite que adquiere el nivel de carga NC en caso de un transformador de tensión capacitivo con un secundario de medida y dos secundarios de protección, especificado para cargas simultáneas de 20, 75 y 75 VA.
Para cada transformador entonces se calcula la diferencia Δ(ί) entre el valor del error de medida ε(ί) de cada uno de los transformadores de tensión capacitivos 10 y el valor del nivel de carga NC(i) calculado en cada caso. El valor del error de medida ε(ί) se puede calcular mediante la ecuación [2] o mediante la ecuación [3] si se quiere más precisión.
En cualquier caso, lo que se hace es ir dando valores al error de medida £ref del transformador de referencia 10 de forma que la diferencia Δ(ί) sea menor a un valor preestablecido (por ej., un tanto por ciento de la clase del transformador) en el mayor número posible de casos. Es decir, se trata de obtener el valor del error de medida zre\ que hace que el error de medida ε(ί) calculado en los diferentes transformadores se acerque lo más posible al último valor conocido de su error en el mayor número posible de casos; este último valor conocido de su error viene dado por el valor calculado del nivel de carga o dato de alguna campaña anterior, salvo que haya algún condensador perforado.
Para realizar la estimación del valor del error de medida 8ref del transformador de referencia además se tiene en cuenta lo siguiente:
- El deterioro principal de los transformadores capacitivos se produce en su la parte superior. Por lo tanto, en la mayor parte de los casos, el error de un TTC o es igual al que tenía cuando se fabricó, o igual al error medido la última vez que se midió, o ha sufrido una deriva positiva.
La probabilidad de tener condensadores perforados es proporcional a la longevidad del equipo.
A continuación se describen un par de ejemplos de medidas de precisión tomadas con el puente de medida de la invención llevados a cabo en dos subestaciones eléctricas.
En primer lugar, antes de acudir a la subestación, con la identificación de cada uno de los transformadores que se va a medir en esa subestación se anota una serie de datos que se tenga sobre los transformadores de tensión capacitivos TTCs a medir. En concreto se toma nota de: posición, fabricante, modelo, número de serie, año de fabricación, tensión primaria Vprim, tensión secundaria Vsec, Ne de secundarios y potencias de los secundarios Pi.
Además, se anotan los errores de medida que están registrados en los protocolos de cada uno de los transformadores (en caso de que dichos protocolos estén accesibles), con la variación de cargas en los secundarios a la que corresponden dichos errores.
Una vez en la subestación, se elige un transformador de tensión como transformador de tensión de referencia 20 de las medidas.
Para cada transformador de tensión capacitivo 10 cuyo error de medida se quiere determinar se conecta el puente de medida modular 100 de la invención según se ha explicado anteriormente.
La información proporcionada por el puente de medida modular 100 para cada una de las fases 0, 4 y 8 es:
Tensión en cada uno de los secundarios del transformador de referencia 20.
Tensión en los secundarios del transformador de tensión capacitivo 10.
Corriente en cada uno de los secundarios.
- Factor de potencia (coseno de phi) de la carga de cada uno de los secundarios.
Error de medida calculado según la ecuación [1 ] del módulo de las tres fases.
El puente de medida modular 100 además proporciona información sobre el oscilo de las medidas de las tres fases.
En la primera subestación en la que se han realizado medidas con el puente de la invención, la totalidad de transformadores de medida de tensión son transformadores de tensión capacitivos TTC. Hay 9 TTCs en posiciones de línea y 4 en barras, haciendo un total de 13 TTCs.
Los datos de los transformadores de esta primera subestación son los siguientes:
Posición ANO Vprim Vsec Ng Sec P1 P2 P3
A0 2006 396000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
A4 2006 396000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
A8 2007 396000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
B8 2007 396000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
C0 2000 396000/R3 1 10/R3 3 50 100 100
C4 2000 396000/R3 1 10/R3 3 50 100 100
C8 2000 396000/R3 1 10/R3 3 50 100 100
DO 1999 396000/R3 1 10/R3 3 50 100 100
D4 1999 396000/R3 1 10/R3 3 50 100 100
D8 1990 396000/R3 1 10/R3 3 50 100 100
E0 2006 396000/R3 1 10/R3 2 20 75 75
E4 2006 396000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
E8 2006 396000/R3 1 10/R3 3 20 75 75 En esta subestación se escogió como posición de referencia la línea E.
Las medidas se realizan en la caja de centralización de medidas, sita en la proximidad de los transformadores de tensión capacitivos de cada posición de línea. La elección de este punto de medida, punto accesible más próximo a los transformadores capacitivos, permite eliminar prácticamente en su totalidad la aportación al error de los cables de conexión de los secundarios.
Los datos medidos y los valores calculados de los porcentajes de carga de cada secundario %C1 , %C2 y %C3 y del nivel de carga NC son los siguientes:
Posición 0/0/0 1/0/0 1/1/1 11 %C1 12 %C2 13 %C3 NC Emed
A0 0,03 0,01 -0,03 0 0% 0 0% 0 0% 0,03 0,000
A4 0,03 0,01 -0,04 0 0% 0 0% 0 0% 0,03 0,012
A8 0,07 0,06 -0,012 0,006 2% 0 0% 0 0% 0,07 0,010
B8 0,1 0,08 -0,14 0,007 2% 0,058 5% 0,001 0% 0,09 0,023
CO 0,1 0,05 -0,1 0,055 7% 0,06 4% 0,001 0% 0,09 0,074
C4 0,1 1 0,05 -0,1 0,05 6% 0,07 4% 0,005 0% 0,10 0,1 10
C8 0,1 0,05 -0,1 1 0,004 1 % 0,07 4% 0,004 0% 0,10 0,084
DO 0,13 0,05 -0,13 0,008 1 % 0,024 2% 0 0% 0,13 0,280
D4 0,1 0,04 -0,1 1 0,01 1 % 0 0% 0 0% 0,10 0,278
D8 0,1 0,03 -0,1 1 0,001 0% 0,024 2% 0 0% 0,10 0,090
EO 0,07 0,02 -0,05 0,01 3% 0,022 2% 0,001 0% 0,07 0,000
E4 0,04 0,02 -0,06 0,009 3% 0,001 0% 0,001 0% 0,04 0,000
E8 0,05 0,02 -0,03 0,001 0% 0,024 2% 0,001 0% 0,05 0,000
Con estos valores se calcula también el error absoluto ε de cada transformador de tensión capacitivo de la subestación referenciado al error de medida zre\ del transformador de referencia E0, E4, E8. Se obtiene:
Posición Año NC Ref £med ε
A0 2006 0,03 E 0,000 0,05
A4 2006 0,03 E 0,012 0,052
A8 2007 0,07 E 0,010 0,06
B8 2007 0,09 E 0,023 0,073
C0 2000 0,09 E 0,074 0,124 C4 2000 0,10 E 0,1 10 0,15
C8 2000 0,10 E 0,084 0,134
D0 1999 0,13 E 0,280 0,33
D4 1999 0,10 E 0,278 0,318
D8 1990 0,10 E 0,090 0,14
EO 2006 0,07 E 0,000 0,05
E4 2006 0,04 E 0,000 0,04
E8 2006 0,05 E 0,000 0,05 Con estas medidas y siguiendo el procedimiento indicado anteriormente, se van dando valores al error de medida 8ref de los transformadores de referencia E0, E4 y E8 (uno por cada fase) para conseguir que el mayor número de transformadores su error de medida calculado sea lo más cercano posible al nivel de carga calculado.
En el caso de las medidas realizadas en esta subestación, los valores del error de medida que cumplen esta condición son (se indican en negrita en la tabla anterior):
E0 -> £ref = 0,05
E4 -> £ref = 0,04
E8 -> £ref = 0,05
Mediante el procedimiento señalado, una vez se ha determinado el error de medida £ref del transformador de referencia quedan determinados los errores de medida absolutos de los transformadores de tensión medidos de forma suficientemente precisa para aplicar un mantenimiento predictivo a dichos transformadores, ya que se puede determinar qué transformadores están un número determinado de veces (4xCI o 7xCI, por ejemplo) fuera de clase de precisión.
En este caso ninguno de los transformadores de tensión medidos tiene un error superior a 0,8 (4xCI), por lo que se podría recomendar un mantenimiento predictivo de todos los transformadores de esta subestación no inferior a 4-5 años.
En la segunda subestación en la que se han realizado medidas con el puente de medida de la presente invención la totalidad de transformadores de medida de tensión son transformadores de tensión capacitivos TTC. En esta subestación las líneas dedicadas al AVE son bifásicas. Hay 18 TTCs en posiciones de línea trifásicas, 4 en las líneas bifásicas y 6 en barras, haciendo un total de 28 TTCs.
En el caso de esta segunda subestación no fue posible contar con los datos de los protocolos de fabricación. Los datos disponibles de los transformadores de esta subestación son los siguientes
Posición ANO Vprim Vsec Ng Sec P1 P2 P3
A0 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 100
A4 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 100
A8 2008 220000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
BO 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
B4 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
B8 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 100
CO 1990 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
C8 1990 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
D20 2009 220000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
D28 2009 220000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
EO 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
E4 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
E8 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
FO 2009 220000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
F4 2009 220000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
F8 2009 220000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
GO 2009 220000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
G4 2009 220000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
G8 2009 220000/R3 1 10/R3 3 20 75 75
HO 2005 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
H4 2005 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
H8 2005 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
JO 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
J4 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
J8 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
KO 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
K4 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
K8 1991 220000/R3 1 10/R3 3 50 100 50
En esta subestación se escogió como posición de referencia la línea H.
Las medidas se realizan en la caja de centralización de medidas, sita en la proximidad de los transformadores de tensión capacitivos de cada posición de línea. La elección de este punto de medida, punto accesible más próximo a los transformadores capacitivos, permite eliminar prácticamente en su totalidad la aportación al error de los cables de conexión de los secundarios.
Los datos medidos y los valores calculados de los porcentajes de carga de cada secundario %C1 , %C2 y %C3 y del nivel de carga NC son los siguientes:
Posición 0/0/0 1/0/0 1/1/1 11 %C1 12 %C2 13 %C3 NC Emed
A0 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0,024 2% 0 0% 0,10 0,840
A4 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0 0% 0 0% 0,10 1 ,290
A8 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0,023 2% 0 0% 0,10 0,230
B0 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0 0% 0,17 22% 0,08 0,690
B4 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0 0% 0,22 28% 0,08 0,035
B8 0,1 0,07 -0,1 0,012 2% 0 0% 0,78 50% 0,06 0,084
CO 0,1 0,07 -0,1 0,01 1 % 0,14 9% 0,12 15% 0,08 0,710
C8 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0,14 9% 0,8 102% 0,01 0,740
DO 0,1 0,07 -0,1 0,012 4% 0,14 12% 0,125 1 1 % 0,08 -0,070
D8 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0,14 12% 0,83 70% 0,03 0,080
EO 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0,024 2% 0 0% 0,10 0,060
E4 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0 0% 0 0% 0,10 1 ,260
E8 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0,024 2% 0 0% 0,10 0,814
FO 0,1 0,07 -0,1 0,021 7% 0 0% 0 0% 0,10 0,042
F4 0,1 0,07 -0,1 0,021 7% 0 0% 0 0% 0,10 -0,075
F8 0,1 0,07 -0,1 0 0% 1 ,1 93% 0 0% 0,02 -0,021
GO 0,1 0,07 -0,1 0,024 8% 0 0% 0 0% 0,10 0,256
G4 0,1 0,07 -0,1 0,01 1 3% 0,022 2% 0 0% 0,10 0,021
G8 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0,83 70% 0 0% 0,04 0,067
HO 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0,023 1 % 0 0% 0,10 0,000
H4 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0 0% 0 0% 0,10 0,000
H8 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0,025 2% 0 0% 0,10 0,000
JO 0,1 0,07 -0,1 0 0% 0,1 6% 0,08 10% 0,09 1 ,460
J4 0,1 0,07 -0,1 0,01 1 % 0,1 6% 0,12 15% 0,08 1 ,410
J8 0,1 0,07 -0,1 0,01 1 % 0,1 6% 0,7 89% 0,02 0,740
KO 0,1 0,07 -0,1 0,07 9% 0,1 6% 0,08 10% 0,08 0,670
K4 0,1 0,07 -0,1 0,03 4% 0,1 6% 0,12 15% 0,08 0,060
K8 0,1 0,07 -0,1 0,07 9% 0,1 6% 0,7 89% 0,02 0,800 Con estos valores se calcula también el error absoluto ε de cada transformador de tensión capacitivo de la subestación referenciado al error de medida £ref del transformador de referencia HO, H4, H8. Se obtiene:
Posición Año NC Ref £med ε
A0 1991 0,10 H 0,840 0,94
A4 1991 0,10 H 1 ,290 1 ,39
A8 2008 0,10 H 0,230 0,28
B0 1991 0,08 H 0,690 0,79
B4 1991 0,08 H 0,035 0,14
B8 1991 0,06 H 0,084 0,13
C0 1990 0,08 H 0,710 0,81
C8 1990 0,01 H 0,740 0,79
DO 2009 0,08 H -0,070 0,03
D8 2009 0,03 H 0,080 0,13
EO 1991 0,10 H 0,060 0,16
E4 1991 0,10 H 1 ,260 1 ,36
E8 1991 0,10 H 0,814 0,86
FO 2009 0,10 H 0,042 0,14
F4 2009 0,10 H -0,075 0,02
F8 2009 0,02 H -0,021 0,03
GO 2009 0,10 H 0,256 0,36
G4 2009 0,10 H 0,021 0,12
G8 2009 0,04 H 0,067 0,12
HO 2005 0,10 H 0,000 0,10
H4 2005 0,10 H 0,000 0,10
H8 2005 0,10 H 0,000 0,05
JO 1991 0,09 H 1 ,460 1 ,56
J4 1991 0,08 H 1 ,410 1 ,51
J8 1991 0,02 H 0,740 0,79
KO 1991 0,08 H 0,670 0,77
K4 1991 0,08 H 0,060 0,16
K8 1991 0,02 H 0,800 0,85 Con estas medidas y siguiendo el procedimiento indicado anteriormente, se van dando valores al error de medida 8ref de los transformadores de referencia HO, H4 y H8 (uno por cada fase) para conseguir que el mayor número de transformadores su error de medida calculado sea lo más cercano posible al nivel de carga calculado.
En el caso de las medidas realizadas en esta subestación, los valores del error de medida que cumplen esta condición son (se indican en negrita en la tabla anterior):
HO -> £ref = 0,10
H4 -> £ref = 0,10
H8 -> £ref = 0,05
Mediante el procedimiento señalado, una vez se ha determinado el error de medida zre\ del transformador de referencia quedan determinados los errores de medida absolutos de los transformadores de tensión medidos de forma suficientemente precisa para aplicar un mantenimiento predictivo a dichos transformadores, ya que se puede determinar qué transformadores están un número determinado de veces (4xCI o 7xCI, por ejemplo) fuera de clase de precisión.
Tras las medidas realizadas se ve que en esta segunda subestación hay varios transformadores que tienen un error superior a 0,8 (4xClase), e incluso un par de ellos con un error superior a 1 ,4 (7xClase), lo que puede ser indicativo de un mantenimiento predictivo a más corto plazo que el resto.
Además, de los que tienen un error superior a 0,8 hay cuatro casos -A0, C8, E8 y K8- de los que los datos de una campaña anterior indicaban que no tenían ningún problema; es decir, el error obtenido es indicativo de que el deterioro de estos transformadores es muy rápido, y que habría que vigilarlos.
Por otra parte, en este caso también resultan llamativos otros dos transformadores que tienen un error fuera de clase y que son transformadores de 2008 y 2009: A8 y G0.
Como se ha podido comprobar en los dos casos de medidas realizadas en dos subestaciones con el puente de medida modular de la invención, sin necesidad de contar con un transformador patrón se puede determinar el error de medida de los transformadores de medida de la subestación, y en base a los valores obtenidos establecer un mantenimiento preventivo de los mismos.
En este texto, la palabra "comprende" y sus variantes (como "comprendiendo", etc.) no deben interpretarse de forma excluyente, es decir, no excluyen la posibilidad de que lo descrito incluya otros elementos, pasos etc.
Por otra parte, la invención no está limitada a las realizaciones concretas que se han descrito sino abarca también, por ejemplo, las variantes que pueden ser realizadas por el experto medio en la materia (por ejemplo, en cuanto a la elección de dimensiones, componentes, configuración, etc.), dentro de lo que se desprende de las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES
1 . Puente de medida modular (100) para determinar un error de medida ε de un transformador de medida (10) conectado a una fase (30) de una línea de alta tensión; el puente de medida modular comprende:
un primer elemento (1 10) para medir en un instante de tiempo determinado un primer valor de tensión Vref de un transformador de medida de referencia (20) conectado a la misma fase (30);
un segundo elemento (120) para medir en dicho mismo instante de tiempo un segundo valor de tensión Vmed de dicho transformador de medida (10) cuyo error de medida se quiere determinar;
un comparador (130);
caracterizado por que:
dichos primer y segundo elementos (1 10, 120) además comprenden medios de transmisión (140) para transmitir dichos primer y segundo valores de tensión Vref y Vmed al comparador (130);
dicho comparador (130) comprende medios de recepción (150) para recibir dichos primer y segundo valores de tensión Vref y Vmed;
y por que:
- en respuesta a recibir el comparador (130) dichos primer y segundo valores de tensión Vref y Vmed, el comparador (130) está configurado para calcular el error de medida ε del transformador de medida (10).
2. Puente de medida modular (100) según la reivindicación 1 , en el que dichos medios de transmisión (140) de los primer y segundo elementos (1 10, 120) y dichos medios de recepción (150) del comparador (130) forman parte de una red local inalámbrica.
3. Puente de medida modular (100) según cualquiera de las reivindicaciones 1 -2, en el que dicho error de medida ε del transformador de medida (10) es función de un error de medida εΓΘί del transformador de medida de referencia (20).
4. Puente de medida modular según cualquiera de las reivindicaciones 1 -3 que además comprende un elemento de medida de una corriente por dicho transformador de medida (10).
5. Puente de medida modular según cualquiera de las reivindicaciones 1 -4, en el que dichos primer y segundo elementos (1 10, 120) son equipos de adquisición de datos.
6. Puente de medida modular según cualquiera de las reivindicaciones 1 -5, en el que dicho transformador de medida (10) es un transformador de tensión capacitivo.
7. Puente de medida modular según cualquiera de las reivindicaciones 1 -6, en el que dicho transformador de medida de referencia (20) es un transformador de tensión capacitivo.
8. Puente de medida modular según cualquiera de las reivindicaciones 1 -6, en el que dicho transformador de medida de referencia (20) es un transformador de tensión inductivo.
9. Puente de medida modular según cualquiera de las reivindicaciones 1 -8, en el que dicho primer elemento (1 10) es conectable en cualquier punto de dicha fase (30) al transformador de medida de referencia (20).
10. Puente de medida modular (100) según cualquiera de las reivindicaciones 1 -9, en el que dicho error de medida 8ref del transformador de medida de referencia (20) es estimado como el valor que minimiza la diferencia entre el error de medida determinado para una pluralidad de transformadores de medida (10) a unas condiciones de carga conocidas y un error esperado asociado a dichas condiciones de carga.
1 1 . Puente de medida modular (100) según cualquiera de las reivindicaciones 1 -10, en el que dichos primer y segundo elemento (1 10, 120) son portátiles.
12. Puente de medida modular (100) según cualquiera de las reivindicaciones 1 -10, en el que dicho comparador (130) es un ordenador personal portátil.
13. Procedimiento de calibración de un error de medida 8ref de un primer transformador de medida que comprende:
- establecer dicho primer transformador de medida como transformador de medida de referencia (20) e inicialmente establecer que dicho error de medida 8ref es cero;
utilizar un puente de medida para determinar un error de medida para una pluralidad i de transformadores de medida (10), estando trabajando dichos transformadores de medida a unas determinadas condiciones de carga, y calculándose dicho error de medida según la siguiente expresión:
£med = (VmecT Vref)/ Vref; [1 ]
donde Vmed es el valor de tensión medido por cada transformador de medida (10) y Vref es el valor de tensión medido por el transformador de referencia (20);
- calcular el error de medida ε(ί) absoluto de cada transformador de medida (10) según la siguiente expresión:
ε(ί) = 6med(Í) + εΓΘί [2]
dar valores a dicho error de medida 8ref del transformador de referencia para minimizar la diferencia entre dicho error de medida ε(ί) absoluto de cada transformador de medida (10) y un error esperado para esas condiciones de carga.
14. Procedimiento según la reivindicación 13, en el que dicho error esperado para las condiciones de carga de cada transformador de medida (10) se calcula según la siguiente expresión:
NC = x1 -(x1 -x2)*C1 -(x2-x3)*(C2+C3)/(nesec-1 )
siendo:
- nesec: número de secundarios del transformador de medida (10);
- x1 : precisión del transformador de medida (10) correspondiente al trabajar con sus secundarios en vacío;
- x2: precisión del transformador de medida correspondiente a trabajar con su secundario de medida al 100% de carga y el resto de secundarios en vacío;
- x3: precisión del transformador de medida correspondiente a trabajar con todos sus secundarios al 100% de carga; y
- C1 , C2 y C3: porcentaje de carga de cada secundario respecto a la máxima carga admisible.
15. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 13-14, en el que dicho puente de medida es un puente de medida modular (100) según cualquiera de las reivindicaciones 1 -1 1 .
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