ESTIMACIÓN DE PARÁMETROS PARA UN MODELO TÉRMICO DE UNA LÍNEA DE ALTA TENSIÓN.

Estimación de parámetros para un modelo térmico de una línea de alta tensión Campo de la invención La invención se refiere al funcionamiento de las líneas de transmisión de alta tensión eléctrica. Se origina a partir de un procedimiento de estimación de unos parámetros de modelo de un modelo térmico de una línea de alta tensión tal como se describe en el preámbulo de la reivindicación 1. Antecedentes de la invención ES 2 367 399 T3 Como consecuencia de la desregulación de las empresas de servicio público de la industria eléctrica y de la liberalización de los mercados de electricidad, la cantidad de potencia eléctrica que se intercambia entre regiones remotas y las actividades comerciales entre países diferentes están aumentando de forma constante. Además, debido a la emergente necesidad de optimizar los activos, unas cantidades de potencia substancialmente aumentadas se transmiten a través de las redes existentes, causando, de forma ocasional, congestiones, cuellos de botella de transmisión y/o oscilaciones de partes de los sistemas de transmisión de alta tensión. En particular, las restricciones térmicas imponen unas limitaciones sobre el flujo de potencia en unos trayectos de flujo de potencia críticos o en unas trayectorias de transmisión de alta tensión que interconectan unas áreas diferenciadas. Las principales razones para estas restricciones térmicas son un recocido de y/o un daño permanente de los conductores que se debe a unas sobrecargas severas así como un aumento en la longitud del conductor con la temperatura del conductor de línea de alta tensión. Esto último puede conducir a una distancia al suelo poco satisfactoria debido a la flecha de la línea y a un posible cortocircuito con emisión de chispas a los árboles cercanos o a otros conductores de línea, con la posterior desconexión mediante el sistema de protección como resultado. En consecuencia, un número de síntomas o efectos se relacionan con una temperatura de línea elevada y por lo tanto tienen de hecho influencia sobre la temperatura permisible máxima de una línea de transmisión de alta tensión eléctrica específica. Entre los anteriores se encuentran una degradación de las propiedades mecánicas de los conductores y de los conectores (pérdida de la integridad y de la resistencia mecánica así como un acelerado envejecimiento de los componentes), un aumento en la flecha de los conductores, un aumento en las pérdidas resistivas, y un daño potencial a los dispositivos o equipo acoplados a los conductores (por ejemplo, para la comunicación de línea de alta tensión). Tanto la temperatura de conductor permisible máxima como las condiciones meteorológicas de peor caso que se usan al calcular los regímenes de trabajo de línea se seleccionan por los propietarios individuales de la red o por los Operadores del Sistema de Transmisión (TSO, Transmission System Operator) independientes. La temperatura de funcionamiento para una carga general específica de las líneas de alta tensión varía, en general, entre 50 y 100 °C. Debido a que la temperatura de línea no puede medirse de una forma directa, se deduce a veces un límite alternativo en términos de la transferencia de potencia permisible máxima o de la corriente permisible máxima, basándose en unas suposiciones del escenario de peor caso. Se hace referencia habitualmente a este límite como la ampacidad de la línea. Las suposiciones adicionales que es necesario realizar son subjetivas, y/o los límites térmicos que se obtienen como resultado, en términos de transferencia de potencia o de corriente, se hacen de una forma en cierto modo dispuesta especialmente para tal fin. Asimismo, debido a que se basan en un escenario de peor caso, son asimismo en la mayoría de los casos innecesariamente conservadoras. En consecuencia, es preferible la supervisión directa de los límites térmicos en términos de la temperatura en lugar de en términos de la transferencia de potencia o de corriente, lo que precisa de una medición en línea de la temperatura de línea con el fin de evaluar, durante el funcionamiento, si una línea está cargada cerca de su temperatura de funcionamiento límite o no. Se ha propuesto un número de técnicas y están disponibles varios productos para medir o inferir la temperatura de los conductores de línea de alta tensión durante el funcionamiento. Estos comprenden el uso de cámaras de infrarrojos, de mediciones de la tensión mecánica, de mediciones de la flecha directa, de procedimientos meteorológicos predictivos, o el uso de datos de medición de fasores. Las cámaras de infrarrojos pueden usarse para tomar una imagen digital de una línea de alta tensión, analizándose posteriormente la información de color de la misma en una etapa de procesamiento de señal con el fin de deducir la temperatura de los conductores. Esta técnica puede realizar la supervisión de la temperatura de unas zonas sensibles particulares que se conocen a priori. Las mediciones de la tensión mecánica entre la torre y el aislante en combinación con la radiación solar y las mediciones de la temperatura ambiente se basan en el hecho de que, aproximadamente, el conductor de tensión de línea es inversamente proporcional a su longitud. A partir de la relación entre la tensión y la longitud del conductor, pueden inferirse la flecha de la línea de un único vuelo y la temperatura de conductor. De forma similar, los equipos de supervisión de flecha de la línea miden directamente la flecha de la línea de un único vuelo a través de, por 2 ejemplo, el sistema GPS (Global Positioning System, sistema de posicionamiento global) o de las técnicas de medición por láser. Los procedimientos meteorológicos predictivos y los productos que se basan en la norma IEEE 7381993 Standard for Calculating the CurrentTemperature of Bare Overhead Conductors (Norma para Calcular la Corriente Temperatura de Catenarias Desnudas) se han propuesto para modelar la dependencia entre la ampacidad de la línea y diversas propiedades ambientales y de funcionamiento. Estos procedimientos implican un número de mediciones meteorológicas tales como la temperatura del aire, la velocidad del viento, al ángulo entre el viento y el conductor y la altura por encima del nivel del mar. La norma IEEE 7381993 especifica entonces un procedimiento de cálculo que puede usarse para estimar una temperatura de conductor de estado estacionario a partir de las mediciones meteorológicas por sí solas, es decir, sin saltar atrás a una medición independiente de la temperatura de línea. La norma se basa en un modelo puramente estático que no tiene en cuenta el comportamiento que depende del tiempo de la temperatura de línea y que es difícil de afinar debido a que muchos datos de parámetro de entrada han de suponerse y se requieren unos datos meteorológicos detallados. Finalmente, la solicitud de patente EP 1324454 describe una forma de determinar una temperatura de conductor promedio real, a través de una resistencia en serie calculada a partir de unas mediciones de fasor en línea. La temperatura de línea promedio es independiente en gran medida de las suposiciones respecto de cualquiera de los parámetros de la línea, tales como la inductancia, la reactancia o la susceptancia del conductor de línea de alta tensión. El procedimiento comprende las etapas de determinar una información de fasor de voltaje y una información de fasor de corriente con una marca horaria para un primer extremo y para un segundo extremo de la línea, calcular una resistencia óhmica de la línea a partir de la información de fasor, y calcular una temperatura de línea promedio a partir de la resistencia óhmica. Puede obtenerse un estado o condición de un sistema de alta tensión eléctrica en un punto específico en el tiempo a partir de una pluralidad de mediciones de fasor sincronizadas o de imágenes instantáneas que se recopilan a través del sistema de alta tensión eléctrica o de la red de transmisión de alta tensión. Los fasores son unos valores complejos con una marca horaria, tales como la amplitud y la fase, de magnitudes eléctricas locales tales como corrientes, voltajes y flujos de carga, y pueden proporcionarse por medio de unas Unidades de Medición de Fasor (PMU, Phasor Measurement Unit). Estas unidades implican una referencia de tiempo global muy precisa, que se obtiene, por ejemplo, usando el sistema de sistema de posicionamiento por satélite (GPS, Global Positioning Satellite) o cualquiera de otros medios comparables, y que permite la sincronización de los valores con una marca horaria a partir de unas ubicaciones diferentes. Los fasores se muestrean con una velocidad de 20 a 60 Hz con una resolución temporal de menos de 1 milisegundo, y por lo tanto pueden proporcionar una vista más bien dinámica en los estados transitorios que va más allá de la vista... [Seguir leyendo]

1. Un procedimiento de estimación de unos parámetros de modelo (A, B,...; C1,...) de un modelo térmico de una línea de alta tensión (10), que comprende medir unos valores de una magnitud eléctrica (I, P) de la línea de alta tensión y de unas magnitudes meteorológicas (Ta, S, W) que representan unas condiciones ambientales de la línea de alta tensión, y calcular unos valores de los parámetros de modelo a partir de dichos valores medidos, caracterizado porque el procedimiento comprende ES 2 367 399 T3 medir, repetidamente durante el funcionamiento de la línea de alta tensión, unos valores temporales (I i , Ta i , S i , W i ) de las magnitudes eléctricas y meteorológicas, medir de forma concurrente un valor temporal (T1 i ) de una temperatura (T1) de la línea de alta tensión, y calcular, repetidamente durante el funcionamiento de la línea de alta tensión, los valores (A i , B i ;...; C1 i ,...) de los parámetros de modelo a partir de dichos valores medidos. 2. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque medir un valor temporal (T1 i ) de la temperatura de la línea de alta tensión comprende medir, por medio de dos Unidades de Medición de Fasor (11, 11), unos datos de fasor sincronizados (v1 i , i1 i ; v2 i , i2 i ) en los dos extremos de la línea de alta tensión, calcular un valor (R1 i ) de una resistencia eléctrica (R1) de la línea de alta tensión a partir de los datos de fasor, y calcular, a partir del valor (R1 i ) de la resistencia eléctrica de la línea de alta tensión, una temperatura de línea promedio como el valor temporal (T1 i ) de la temperatura de la línea de alta tensión. 3. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 2, caracterizado porque calcular la temperatura de línea promedio implica una expresión analítica con unos parámetros (R0, 0) que se calibran de forma adecuada por medio de un dispositivo de medición de temperatura de línea independiente (14). 4. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque medir unos valores temporales (Ta i , S i , W i ) de las magnitudes meteorológicas implica medir los valores mediante un proveedor de datos meteorológicos diferente de un operador de la línea de alta tensión. 5. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, caracterizado porque comprende generar una serie de valores medidos (T1 1 , T1 2 ,...; u1, u2,...) de la temperatura de la línea de alta tensión y las magnitudes eléctricas y meteorológicas, y calcular de forma adaptativa unos valores actualizados (A k , B k ;...; C1 k ,...) de dichos parámetros de modelo cada vez que se mide un nuevo valor (T1 k , u k ) de la temperatura de la línea de alta tensión o las magnitudes eléctricas y meteorológicas. 6. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el modelo térmico es un modelo paramétrico no lineal que se basa en una ecuación de equilibrio térmico. 7. Un uso de un modelo térmico con unos valores de parámetro de modelo temporal (A i , B i ;...; C1 i ,...) que se estiman de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 6, para predecir un valor (T1 f ) de la temperatura de línea de la línea de alta tensión, que comprende proporcionar unos valores predichos (u f ) de las magnitudes eléctricas y meteorológicas, calcular una predicción de temperatura de línea de alta tensión (T1 f ) que se basa en los parámetros de modelo temporales y en los valores predichos de las magnitudes eléctricas y meteorológicas. 8. El uso de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque comprende comparar la predicción de temperatura de línea de alta tensión (T1 f ) con un límite de temperatura de línea de alta tensión, y calcular un valor permisible máximo de la magnitud eléctrica (I, P) a partir de la misma. 9. El uso de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque comprende usar un modelo térmico lineal para la línea de alta tensión, y proporcionar el valor permisible máximo de la magnitud eléctrica (I, P) a un proceso de establecimiento de equilibrio en el mercado. 8 ES 2 367 399 T3 9 ES 2 367 399 T3