Autores: Ramón Alberto León Candela
Las redes de sensores inalámbricas se están convirtiendo en la tecnología de elección para aplicaciones de detección sobre todo debido a su facilidad de instalación y su bajo menores.
En este trabajo el autor propone un nuevo diseño conceptual de una aplicación de la tecnología inalámbrica de sensores para evaluar la salud estructural de las líneas de transmisión y su aplicación para mejorar la observabilidad y la fiabilidad de los sistemas de energía.
Introducción.
Con la creciente amenaza del terrorismo en todo el mundo, se está prestando más atención a la seguridad de la infraestructura de transmisión eléctrica. Aunque es muy difícil de evitar o predecir cuándo y dónde pueden producirse estos actos terroristas, la evaluación rápida de la situación puede ayudar a los operadores a tomar medidas óptimas para evitar eventos en cascada y los apagones parciales o totales consiguientes.
El método actual para evaluar el daño causado por cualquier acontecimiento físico inesperado en la red de transmisión es la inspección visual de la infraestructura de transmisión. Con los problemas que se producen en entornos de concentrados, como subestaciones o plantas de generación, no es difícil de encontrar y evaluar los daños con una bastante pequeña tripulación o con cámaras de vigilancia adecuadamente localizada. Pero en líneas de transmisión que están geográficamente dispersos a través de cientos de kilómetros, esta tarea es más difícil. Sin embargo, una vez que se produce un evento, el operador del centro de control recibe únicamente que se produjo un fallo eléctrico, pero no si es temporal o permanente. Por lo tanto, las normas de funcionamiento que él / ella tiene que tratar de reinsertar la línea en falta con el fin de comprobar la condición temporal / permanente del evento. Una vez que todos los intentos fallan, entonces la línea se marca como permanentemente fuera de servicio.
Se propone la utilización de una tecnología de red inalámbrica sensora para la detección de fallos mecánicos en líneas de transmisión tales como: insuficiencia conductor, torre se colapsa, puntos calientes, las condiciones mecánicas extremas, etc. La aplicación propuesta consiste en la instalación de sensores para la supervisión mecánica en torres predeterminadas de una línea de transmisión y la comunicación a través de una red inalámbrica. El objetivo principal es obtener una imagen física y eléctrica completa del sistema de energía en tiempo real, diagnosticar inminente, así como fallas permanentes, y determinar las medidas de control adecuadas que podrían adoptarse de forma automática y/o sugeridas a los operadores del sistema una vez que un condición mecánica extrema aparece en una línea de transmisión.
Características mecánicas de líneas aéreas de transmisión.
El diseño de líneas eléctricas aéreas conceptualmente los considera integrado por cuatro componentes: bases, soportes, interfaces y conductores. El proceso de diseño tiene en cuenta la coordinación de las resistencias mecánicas ya que el fallo de uno de los cuatro componentes puede dar lugar al colapso de toda la instalación de transmisión.
Cuando los diferentes componentes de una línea de transmisión se someten a sus límites de la fuerza, su fracaso podría ser repentina, que se producen en la fracción de segundo y puede dar lugar a la inestabilidad, la ruptura o separación completa; o podría ser progresiva, resultando en la pérdida de fuerza que eventualmente conduce a daños después de largos períodos de tiempo.
Hay dos tipos principales de estructuras de apoyo, la tensión y los apoyos de suspensión. Teniendo en cuenta el costo relativamente bajo, una gran parte de una línea de transmisión se ven agravados por los soportes de suspensión. Por lo tanto, debido a sus características de construcción, cuando se produce un fallo en cualquiera de los miembros de suspensión de una sección determinada, hay una muy alta probabilidad de colapso de la suspensión restante de la sección afectada, produciendo un fallo en cascada estructural.
Red sensora propuesta
Existen sensores capaces de controlar las variables mecánicas de la línea de transmisiòn que se podría utilizar para detectar condiciones anormales cuando aparecen los fenómenos ambientales extremos o accidentes relacionados con humanos o sabotajes. Los investigadores han encontrado que la utilización de sensores de aceleración, de deformación y el desplazamiento puede proporcionar un nivel adecuado de observabilidad para terremotos y vientos.Dado que la temperatura es también una preocupación en la transmisión de la energía eléctrica, la aplicación puede tomar ventaja de la infraestructura de detección para colocar sensores de temperatura en el punto de unión de conductores para detectar posibles puntos calientes y los problemas relacionados con el sobrecalentamiento sobrecargas.
Para una evaluación más completa de las condiciones mecánicas de la línea de transmisiòn, como en la detección de el improbable caso de un fallo aislado, se recomienda para medir fuerzas de tracción en los conductores conectados a un número de soportes de suspensión, la colocación de ellos en ambos lados del punto de la unión de los conductores en cada tercera torre. De esta manera, cada soporte controla sólo un conductor de fase, pero el sistema no observabilidad suelta, ya que cada punto de unión no está supervisando directamente se controla mediante un soporte adyacente.
El autor propone la instalación de acelerómetros en el cuerpo de soporte para la vibración y el seguimiento de inclinación, y en los puntos de unión de conductores para la detección de la vibración inducida por el viento. Esta instalación de conductores es recomendable para la optimización del mantenimiento.
La instalación de sensores de temperatura para la detección de sobrecalentamiento se puede optimizar teniendo en cuenta que las condiciones de calentamiento debido a las sobrecargas son uniformes en porciones largas relativas de la línea. Sin embargo, dado que los puntos calientes son fenómenos muy localizados, sólo pueden ser detectados mediante la colocación de transductores de temperatura cerca de todos los puntos de fijación de los conductores.
Cabe señalar que todas las mediciones de los sensores propuestos por el autor están relacionados de varias maneras. La relación puede ser entre diferentes sensores aplicados a la misma estructura, como en el caso de la tensión y la tensión, o entre la vibración y la inclinación, o puede ser entre los mismos tipos de sensores en diferentes lugares, como en el caso de sensores de tensión aplicados a los conductores en ambos extremos de una interfaz de suspensión.
 |
| Posiciòn de los sensores |
Arquitectura.
El autor propone depender de la comunicación inalámbrica entre torres, ya que ofrecerían un camino de transmisión fiable en el caso de un fallo de una estructura de soporte, a condición de que el evento causal no daña el transmisor.
Las características de construcción de líneas de transmisión, con soportes separados cientos o incluso miles de metros entre sí representa un obstáculo difícil para el rango de temperaturas para la comunicación inalámbrica entre los nodos sensores localizados en diferentes estructuras. Por diseño, el alcance de las comunicaciones de sensores inteligentes no es muy larga y extenderla no es eficiente debido a las limitaciones de suministro de energía.
El autor propone un modelo de dos capas para superar las restricciones impuestas por el problema de gestión del alcance/energía en los nodos del sensor:
 |
| Modelo de 2 capas |
Los datos del sensor en cada grupo de sensores locales se agregan y se analizan para la verificación de la los datos locales. Los datos de verificación es posible gracias a la relación inherente entre las variables detectadas. Los sensores y sus correspondientes datos locales y procesadores de comunicaciones formarán la capa 1 de la red sensora.
La interacción entre los datos locales sobre cada soporte es la base para la capa 2 de la red sensora y forma las comunicaciones entre el apoyo y la colaboración de capa (ISCC). Esta capa se encarga de todo el procesamiento de mensajes y de transmisión requerido para la entrega de la información sobre el estado mecánico de la subestación.
El funcionamiento propuesto es el siguiente, un procesador de la subestación local (LSP) en un extremo de la línea de transmisión ordena el inicio de un barrido de los datos recogidos, interroga a los primeros datos y procesadores locales. La cabecera de control de mensaje contendrá los parámetros que indican si el barrido se corresponde con el modo de funcionamiento parcial o total, por lo tanto, instruyendo a los datos y procesadores locales, incluyendo qué tipo de tratamiento a aplicar a su contenido y sus propios datos de los sensores locales. La direccionalidad se logra mediante la inclusión de la dirección de remitente y receptor en la cabecera del mensaje. De esta manera, cuando una subestación inicia un barrido, se coloca un valor cero en la dirección de nodo emisor y 1 como el nodo receptor. Esto le dará instrucciones para procesar el mensaje y transmitirlo a los siguientes datps y procesadores locales. Este proceso continuará hasta que el barrido alcanza la subestacón local en el otro extremo de la línea. Entonces, esta subestación dará lugar a una recolección de datos en la dirección opuesta mediante la colocación de su dirección (n+1) como el nodo emisor y n como el nodo receptor.
El cuerpo del mensaje contiene un vector de valores de datos y las direcciones asociadas de los nodos sensores de la que esos valores vienen.
La falta de detección de cualquier procesador de comunicaciones y datos locales (LDCP) se proporciona por medio de la implementación de una función de tiempo de espera en el anterior. Por lo tanto, cuando no hay ninguna confirmación de recepción desde el siguiente LDCP, es marcado como un enlace roto y el barrido invierte la dirección, transmitiendo la información de fallo a la ruta de la subestación local de inicio. Esto podría conducir a nuevos análisis para establecer si hubo un evento mecánico o simplemente un fracaso del LDCP.
La falta de detección de cualquier procesador de comunicaciones y datos locales (LDCP) se proporciona por medio de la implementación de una función de tiempo de espera en el anterior. Por lo tanto, cuando no hay ninguna confirmación de recepción desde el siguiente LDCP, es marcado como un enlace roto y el barrido invierte la dirección, transmitiendo la información de fallo a la ruta de la subestación local de inicio. Esto podría conducir a nuevos análisis para establecer si hubo un evento mecánico o simplemente un fracaso del LDCP.
Herramienta propuesta para la red sensora
Modos de fallo del sistema mecánico/eléctrico
La severidad de la condición mecánica de una línea de transmisión se puede establecer mediante la comparación de los valores de las variables contra los diferentes límites definidos por el diseño de la línea de transmisión. Una clasificación para el estado mecánico es la siguiente:- Normal (N): No hay indicios de variables que son fuera de los límites normales de operación. Las tensiones están dentro de los parámetros de diseño y equilibradas en los soportes de suspensión. Las vibraciones son mínimas, y las estructuras están en la posición vertical.
- Sospechosa (S): Algunas de las variables están fuera del rango normal. Acumulación de hielo, fuertes vientos o la carga térmica máxima pueden ser eventos asociados a esta condición. No puede haber vibración medible y los inclinómetros detectan ángulos de inclinación pequeños.
- Inminente (I): Diversas variables están fuera de los límites de detección de los problemas mecánicos, pero no hay ninguna indicación clara de una falla mecánica. Se detectan niveles altos de vibración y ángulos de inclinación de la estructura son sensiblemente diferente de la vertical.
- Fallo (F): Los fallos mecánicos pueden ser detectados por red sensora de diferentes maneras, por la excursión fuera de los límites de algunas variables, por valores cercanos a cero en los demás, o por la ausencia total de señal de los sensores. Los sensores de tensión indican un conductor roto mediante la detección de valores anormalmente altos o bajos. Estructuras colapsadas serían detectados por los ángulos de inclinación cerca de la horizontal.
Para cada uno de los diferentes modos de falla, diferentes acciones necesitan ser tomadas en el sistema de energía con el fin de evitar la cascada eventos que podrían llevar a un colapso del sistema eléctrico interconectado. Para probar la viabilidad del uso de la red sensora, el autor y su equipo se centraron en la gestión de la sobrecarga de la transmisión impulsada por la clasificación de fallo. Es decir, si una línea que produce una sobrecarga en otra línea de transmisión, la clasificación de fallos proporciona dos maneras de manejar el evento. Para un fallo temporal, las medidas recomendadas deben esperar y tratar de volver a cerrar la línea de falla pocos minutos debido a la naturaleza puramente eléctrica de la culpa, sino para una falla permanente, se recomienda comenzar con el bloqueo más allá de reenganche y el inicio inmediato del proceso de recuperación que puede incluir reprogramación de la generación y/o la desconexión de carga.
Para la determinación de la combinación de aumento y disminución de inyección de nergía que más contribuyen a los cambios de flujo de línea de transmisión, es necesario identificar primero el nodo con el valor máximo de generación de desplazamiento vectorial resultante (GSDF) en el vector original como GSDF.
Entonces, la GSDF de cada nodo referenciado al pivote se obtiene con:
Una vez identificados los nodos para reprogramar la generación, la distribución de generación para cada dirección del cambio (hacia arriba o hacia abajo) que proporcione el alivio rápido de sobrecarga en la línea de transmisión puede ser establecida por:
donde:
= cambio generacional necesario en la unidad.
=tasa de generación de unidad de cambio.
= valor GSDF de la unidad de referencia a la línea.
= sobrecarga en la línea
Simulación
En las siguientes gráficas se muestra la evolución de un sistema sin una red sensora después de la interrupción de la línea de transmisión y la consiguiente sobrecarga. Se puede observar que durante el tiempo pasado para volver a cerrar la línea, un corte de luz adicional se produce una condición de sobrecarga, el sistema experimenta una caída de tensión.
= cambio generacional necesario en la unidad.=tasa de generación de unidad de cambio. = valor GSDF de la unidad de referencia a la línea.= sobrecarga en la líneaSimulación
En las siguientes gráficas se muestra la evolución de un sistema sin una red sensora después de la interrupción de la línea de transmisión y la consiguiente sobrecarga. Se puede observar que durante el tiempo pasado para volver a cerrar la línea, un corte de luz adicional se produce una condición de sobrecarga, el sistema experimenta una caída de tensión.
Cuando está la presencia de una red sensora para supervisar la línea de transmisiñon, un modo de fallo inminente simulada activará el sistema para recomendar acciones de transferencia entre las generaciones antes de la interrupción real de la línea controlada.
Con la reducción del flujo de la línea como resultado de las medidas recomendadas por el sistema, la línea de transmisión alcanzará 100% de carga (700 MW).
Conlusiones
Este documento propone un nuevo enfoque para el uso de la tecnología inalámbrica de sensores para evaluar la salud mecánica de las líneas de transmisión. Esto ofrece un entorno de monitorización completo para una línea de transmisión.
El estudio realizado y los resultados de la simulación muestran que el utilizar una red sensora puede ayudar a los operadores tomar decisiones rápidas y adecuadas basadas en los modos de fallos mecánicos detectados por la red.
En general el utilizar una red sensora puede ayudar de gran manera a tomar decisiones analizando posibles fallos en el sistema gracias a los sensores o algún punto que muestre cierta inestabilidad o datos fuera de rango y de esta manera evitar grandes problemas tratando desde un principio con problemas pequeños. Este tipo de redes ayuda en gran manera a los operadores ya que gracias a los datos arrojados por la red pueden tomar decisiones y saber en qué punto está fallando la red y no sólo actuar sin saber qué es lo que falla o dónde falla.
No comments:
Post a Comment