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segmento crítico (es decir, el que tenga la ampacidad
más baja) no sea monitoreado, generando valores de
DLR excesivos. Para resolver este problema, se puede
aplicar un coeficiente de seguridad en el valor resultante
de la DLR en un rango de entre cero y uno, que
puede obtenerse utilizando datos históricos.
Aplicación de campo
La normativa española incluye valores de ampacidad recomendados
para distintos tipo de conductores y configuraciones
de LA, permitiendo el uso de modelos alternativos,
como el considerado por el TSO español para calcular las
ampacidades estacionales a partir de datos históricos. Con
este modelo, se toman en cuenta las condiciones particulares
de cada estación para obtener la corriente máxima (p. ej., la
ampacidad en invierno es más alta que en el resto del año,
dado que la temperatura del aire y la irradiación suelen ser
más bajas durante esta estación).
Pese a que estos valores estacionales mejoran la utilización
total de los activos existentes, ha habido un interés
creciente relacionado con la incorporación de la DLR en el
funcionamiento de la red. Como consecuencia, han surgido
varias líneas de investigación a fin de desarrollar una metodología
más precisa para el cálculo de la ampacidad de las LA
con datos de las estaciones meteorológicas sin comprometer
el funcionamiento seguro de las líneas correspondientes.
El primer estudio de caso se refiere a una LA de 220 kV
ubicada en Zaragoza. El objetivo era comparar varios métodos
para el monitoreo de líneas y obtener la temperatura
representativa o equivalente del conductor. Los métodos
considerados fueron el uso de la información entregada por
estaciones meteorológicas locales y remotas, la DTS, clinómetros
y dispositivos lidar. Para este propósito se instaló
un conjunto de dispositivos junto al circuito que entregaban
las mediciones locales correspondientes cada diez minutos.
También se consideró la corriente de la línea para calcular
la temperatura del conductor a partir de la ecuación de
balance térmico. Como ejemplo de los resultados obtenidos
en este estudio comparativo, la figura 10 representa la temperatura
equivalente del conductor calculada utilizando datos
de la estación meteorológica local, junto con la obtenida a
partir de la información geométrica entregada por un dispositivo
lidar. Se puede observar que ambos valores son bastante
similares durante todo el periodo considerado, lo que
demuestra la precisión de la información entregada por la
estación meteorológica.
Para mostrar las posibles ventajas de la DLR calculada a
partir de las mediciones de la estación meteorológica (recibidas
cada 10 min.) con respecto a las ampacidades estacionales
utilizadas de forma habitual, se presenta un estudio de
caso correspondiente a una LA de 220 kV ubicada en La
Rioja.
El aumento en ampacidad proporcionado por la DLR se
ilustra en la figura 11, donde se representa por separado una
curva de duración de la carga para cada estación. Se observa
enero/febrero 2023
figura 12. Clinómetro instalado en una fase del conductor
(Fuente: Relogable; utilizado con permiso).
que la DLR calculada a partir de los datos de la estación
meteorológica para este circuito en particular es más alta en
al menos el 97 % de los casos, incluso después de aplicar
los coeficientes de seguridad que representan el monitoreo
parcial. Estos resultados son alentadores y demuestran que
la aplicación de técnicas de DLR permiten una mejor utilización
de los activos de transmisión comparadas con las
ampacidades estacionales.
Como se mencionó anteriormente, los esquemas alternativos
de DLR también se están probando en la actualidad,
incluida la CTE. En particular, considerando los resultados
presentes antes de la LA de 220 kV en Zaragoza, el TSO
español se ha comprometido a adoptar un sistema de monitoreo
doble utilizando datos de estaciones meteorológicas
conjuntamente con mediciones de caídas de tensión en conductores
en secciones críticas. Las últimas son entregadas
por sensores instalados a nivel local, como el que se muestra
en la figura 12. La variación de la caída máxima, en comparación
con la calculada en condiciones de referencia, puede
asociarse directamente con la temperatura del conductor. Al
combinarse con las mediciones de la estación meteorológica,
se obtiene la corriente operativa máxima.
Conclusiones
Este artículo presenta la experiencia reciente del TSO español
en la aplicación de la DLR, tanto en cables de transmisión
subterránea como en LA.
En primer lugar, se analizó un método para el cálculo de
la corriente operativa máxima en las LS de acuerdo con los
modelos dinámicos que describen la evolución de la temperatura
en diferentes secciones del cable. El método considera
un modelo térmico discreto de tipo escalera, que ha demostrado
ser lo suficientemente preciso en escenarios simulados
al compararlo con los resultados proporcionados por el MEF.
También se abordaron los problemas de incertidumbre en los
parámetros y la variabilidad del tiempo, dado que algunos de
los parámetros incluidos en el modelo térmico podrían ser
desconocidos o imprecisos. Con este propósito, se ha adoptado
una DSE basada en el enfoque de filtración de Kalman
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