NO333161B1

NO333161B1 - Monitoring temperature on high voltage line

Info

Publication number: NO333161B1
Application number: NO20091450A
Authority: NO
Inventors: Leif Bjerkan; Tarun Kumar Gangopadhyay; Kamal Dasgupta; Somnath Bandyopadhyay; Palas Biswas; Shyamal Bhadra; H S Maiti
Original assignee: Sintef
Priority date: 2009-04-15
Filing date: 2009-04-15
Publication date: 2013-03-18
Also published as: NO20091450L; WO2010119095A1

Abstract

Foreliggende oppfinnelse vedrører et system for overvåkning av online temperatur for høyspentkabler i luftstrekk, omfattende minst en optisk fiber festet til kabelen, og ovennevnte optiske fiber omfattende av minst ett Bragg-gitter (FBG) med kjente refleksjonskarakteristikker, en lyskilde for transmittering av lys innen et kjent område av bølgelengder inn i ovennevnte optiske fiber, og måleanordninger for deteksjon av lys reflektert fra ovennevnte Bragg-gitter(e) i fiberen og for gjenkjennelse av lys reflektert fra hvert Bragg-gitter basert på deres kjente refleksjonskarakteristikker og deres unike samsvar med temperatur for Bragg-gitteret. Bragg-gitteret er montert i en probe, der proben er montert i og termisk koblet til et hylster (7) som blir montert på og termisk koblet til kabelen (21), hvori proben har en sylindrisk form og er montert i hylsteret i en åpning (9) som hovedsakelig har det samme tverrsnittet som proben, men en lengde som overskrider lengden til proben, for slik å muliggjøre innbyrdes variasjoner i temperaturene mellom proben og hylsteret uten å utsette Bragg-gitteret for belastning.BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to an air temperature monitoring system for high voltage cables comprising at least one optical fiber attached to the cable and said optical fiber comprising at least one Bragg grid (FBG) with known reflection characteristics, a light source for transmitting light within a known range of wavelengths into the above optical fiber, and measuring devices for detecting light reflected from the above Bragg grating (s) in the fiber and for recognizing light reflected from each Bragg grating based on their known reflectance characteristics and their unique temperature compliance Bragg grating. The Bragg grid is mounted in a probe, wherein the probe is mounted in and thermally connected to a sleeve (7) which is mounted on and thermally connected to the cable (21), wherein the probe has a cylindrical shape and is mounted in the sleeve in an opening. (9) having substantially the same cross-section as the probe, but a length exceeding the length of the probe, to allow for mutual variations in the temperatures between the probe and the casing without subjecting the Bragg grating to strain.

Description

Anordning for overvåking av temperatur i høyspentlinje i hengende høyspente kraftledere med fiberoptiske (fiber Bragg-gitterbaserte) sensorer Device for monitoring temperature in high-voltage lines in suspended high-voltage power conductors with fiber optic (fiber Bragg grating-based) sensors

Foreliggende oppfinnelse vedrører et system for overvåkning av online temperatur på høyspentkabler i luftstrekninger, omfattende minst en optisk fiber festet til kabelen. Mer spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse et system og anordning som gjør det mulig å registrere temperatur på hengende høyspentledere i faktisk tid. The present invention relates to a system for monitoring the online temperature of high-voltage cables in aerial stretches, comprising at least one optical fiber attached to the cable. More specifically, the present invention relates to a system and device which makes it possible to record the temperature of hanging high-voltage conductors in real time.

Et system for overvåkning av høyspentkabler i luftstrekninger med vekt på belastning og vibrasjoner er beskrevet i det norske patentet, NO 310125. Fremgangsmåten er basert på fiberoptiske Bragg-gittersensorer, (beskrevet i flere patenter; for eksempel U.S patent nr. 4,725,110 av Glenn et. al. "Methods for impressing gratings within fibre optics" og U.S. patent nr. 4,807,950 av Glenn et. al. "Optical fibre with impressed reflection gratings") som er integrert i en optisk fiber. A system for monitoring high-voltage cables in overhead lines with an emphasis on load and vibrations is described in the Norwegian patent, NO 310125. The method is based on fibre-optic Bragg grating sensors, (described in several patents; for example U.S patent no. 4,725,110 by Glenn et. al. "Methods for impressing gratings within fiber optics" and U.S. Patent No. 4,807,950 to Glenn et al. "Optical fibers with impressed reflection gratings") which are integrated into an optical fiber.

Sensorene kan bli plassert hvor som helst langs lederen, og når det opereres i lavtaps ("low loss") 1550 nm vinduet av standard optiske fibere, er det også mulig å få tilgang til fjerntliggende og utilgjengelige områder. The sensors can be placed anywhere along the conductor, and when operating in the low loss ("low loss") 1550 nm window of standard optical fibers, it is also possible to access remote and inaccessible areas.

Luftlinjer er utsatt for mekaniske belastninger fra deres omgivelser som snø og isopphopning, ekstreme temperaturer og vindbelastninger som vindblåste vibrasjoner og galloppering. Vibrasjoner forårsaker slitasje ved klemmene og redusert levetid, mens galloppering kan føre til kortslutning og skade på linjene. I ekstreme situasjoner kan miljøbelastninger føre til kraftstans og vanskelig vedlikeholdsarbeid med vesentlige økonomiske konsekvenser. Et online overvåkingssystem for kritiske linjespenn kan være et verdifullt verktøy for å fremskaffe informasjon om realtidsbelastninger og belastningshistorie. Korrigerende målinger kan derfor bli foretatt før skade inntreffer. Selv om flere teknologier er tilgjengelig for å bestemme tilstanden til luftlinjer og tilknyttede komponenter, er det fortsatt behov for forbedring og introduksjon av ny teknologi for å forbedre de eksisterende og få tilgang til parametere som så langt har vært utilgjengelige. Bedre overvåking av de mekaniske og termiske belastningene på kraftlinjer bidrar til en mer effektiv utnyttelse av overføringskapasiteten, forbedrer pålitelighet og fremskaffer bedre kunnskap om tilstanden til kraftlinjene og deres gjenværende levetid. Overhead lines are exposed to mechanical stresses from their surroundings such as snow and ice accumulation, extreme temperatures and wind loads such as wind-blown vibrations and galloping. Vibrations cause wear at the terminals and reduced life, while galloping can lead to short circuits and damage to the lines. In extreme situations, environmental pressures can lead to power outages and difficult maintenance work with significant financial consequences. An online critical line span monitoring system can be a valuable tool for providing information on real-time loads and load history. Corrective measurements can therefore be made before damage occurs. Although several technologies are available to determine the condition of overhead lines and associated components, there is still a need for improvement and the introduction of new technologies to improve the existing ones and access parameters that have so far been unavailable. Better monitoring of the mechanical and thermal loads on power lines contributes to a more efficient utilization of the transmission capacity, improves reliability and provides better knowledge of the condition of the power lines and their remaining life.

Konvensjonelle teknikker for overvåkning av miljø og termiske belastninger er ofte basert på indirekte fremgangsmåter for å måle de valgte parametrene. En vanlig egenskap med mange konvensjonelle fremgangsmåter er at de ikke kan måle lederbelastningene direkte, men parametere som er mer eller mindre indirekte relatert til belastningen det dreier seg om. En årsak til dette er tilstedeværelsen av høy spenning. Conventional techniques for monitoring the environment and thermal loads are often based on indirect methods to measure the selected parameters. A common feature of many conventional methods is that they cannot measure the conductor loads directly, but parameters that are more or less indirectly related to the load in question. One reason for this is the presence of high voltage.

I mange industrialiserte nasjoner konstruerer kraftinstitusjonene for tiden færre nye linjer. Det blir lagt mer vekt på å forlenge livet og oppgraderingen av eksisterende installasjoner. Etterspørselen etter kraft øker imidlertid jevnt, og den enkleste måten å øke kraftstrøm i eksisterende linjer er å øke den elektriske strømmen. Denne prosedyren har imidlertid to hovedbegrensninger: En høyere strøm forårsaker en økt temperatur i kraftlinjen. Konsekvensen er at lederene kan eldes for tidlig og i verste fall svikte på grunn av for høy temperatur. In many industrialized nations, power utilities are currently constructing fewer new lines. More emphasis is placed on extending the life and upgrading of existing installations. However, the demand for power is steadily increasing, and the easiest way to increase power flow in existing lines is to increase the electrical current. However, this procedure has two main limitations: A higher current causes an increased temperature in the power line. The consequence is that the conductors can age prematurely and in the worst case fail due to too high a temperature.

En høyere temperatur fører til forlengelse av lederen ved termisk ekspansjon, som igjen fører til økt siging av lederen. Denne effekten forårsaker farer på bakken under, og kan i verste fall antenne branner. A higher temperature leads to elongation of the conductor due to thermal expansion, which in turn leads to increased sagging of the conductor. This effect causes hazards to the ground below, and in the worst case can ignite fires.

De følgende faktorene er de mest vesentlige for temperaturen til en kraftoverføirngslinje; lederresistivitet, solvarmestråling, solabsorpsjon, solemissivitetskoeffisienter, hastighet på vindstrømning, type leder anvendt osv. Disse parametrene oppstår statistisk under forskjellige værforhold. En standard godkjent av Institute of Electrical & Electronics Engineer (IEEE, Std. 738-1993), 17. juni, 1993 fremskaffer beskrivelse og estimater for disse parametrene. Så langt, er maksimum tillatte kreftbelastninger bestemt fra disse estimatene som er ganske konservative og inkluderer betydelige sikkerhetsmarginer. Derfor er maksimum kraftstrømkapasitet ikke benyttet. På den annen side, hvis kraftstrømmen overskrider de sikre grensene, kan konsekvensene bli skade på lederen forårsaket av overskuddsvarme og alvorlige farer for bakken under fra omfattende ledersiging. Under alle omstendigheter, løser et online overvåkningsystem som det foreslått her problemene, og skulle i høy grad bli anbefalt spesielt for noen kritiske spenn. Med et pålitelig overvåkningsystem, kan institusjonen øke kraftstrømmen til trygge nivåer uten alvorlige farer. The following factors are the most significant for the temperature of a power transmission line; conductor resistivity, solar thermal radiation, solar absorption, solar emissivity coefficients, speed of wind flow, type of conductor used, etc. These parameters occur statistically under different weather conditions. A standard approved by the Institute of Electrical & Electronics Engineers (IEEE, Std. 738-1993), June 17, 1993 provides description and estimates for these parameters. So far, maximum allowable cancer burdens have been determined from these estimates which are quite conservative and include significant safety margins. Therefore, the maximum power flow capacity is not used. On the other hand, if the power flow exceeds the safe limits, the consequences can be damage to the conductor caused by excess heat and serious hazards to the ground below from extensive conductor sagging. In any case, an online monitoring system like the one proposed here solves the problems and should be highly recommended especially for some critical spans. With a reliable monitoring system, the institution can increase the power flow to safe levels without serious hazards.

Det er derfor er en hensikt med denne foreliggende oppfinnelsen å fremskaffe et system for overvåkning av en kabel, for på denne måten å kontrollere sigingen og belastningen på kabelen. Dette blir oppnådd som beskrevet i de ledsagende kravene. It is therefore a purpose of this present invention to provide a system for monitoring a cable, in order to control the sagging and the load on the cable in this way. This is achieved as described in the accompanying requirements.

Foreliggende oppfinnelse vil bli beskrevet under med referanse til de ledsagende tegningene, som illustrerer foreliggende oppfinnelse ved hjelp av eksempler. The present invention will be described below with reference to the accompanying drawings, which illustrate the present invention by way of examples.

Figur 1 Illustrerer et skjematisk diagram for et fiber Bragg-gitter sensorsystem i Figure 1 Illustrates a schematic diagram of a fiber Bragg grating sensor system i

serie multipleksing. serial multiplexing.

Figur 2 Illustrerer et skjematisk diagram for et fiber Bragg-gitter sensorsystem i Figure 2 Illustrates a schematic diagram of a fiber Bragg grating sensor system i

fire grener og parallell multipleksing. four branches and parallel multiplexing.

Figur 3 Illustrerer et skjematisk diagram for et fiber Bragg-gitter sensorsystem i Figure 3 illustrates a schematic diagram of a fiber Bragg grating sensor system i

fire grener med et koblingsarrangement. four branches with a coupling arrangement.

Figur 4 Illustrerer en montasje av sensorhylse med to hull for to sensorer ifølge Figure 4 illustrates an assembly of a sensor sleeve with two holes for two sensors according to

foreliggende oppfinnelse. present invention.

Figur 5 Illustrerer en montasje av en sensorhylse med fire hull for fire sensorer Figure 5 illustrates an assembly of a sensor sleeve with four holes for four sensors

multipleksing. multiplexing.

Figur 6 Illustrerer to versjoner av en sensorprobe ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende optiske fibere med FGB'er. Sensorfiberen er skjøtet med fiberkabelen og skjøtesammenføyningen er beskyttet inni aluminiumproberøret. Figur 7 Illustrerer kalibreringsmonteringen til en hylse med sensorer ifølge Figure 6 illustrates two versions of a sensor probe according to the present invention comprising optical fibers with FGBs. The sensor fiber is spliced with the fiber cable and the splice joint is protected inside the aluminum probe tube. Figure 7 Illustrates the calibration assembly of a sleeve with sensors according to

foreliggende oppfinnelse.. present invention..

Sensormediet er basert på optiske fibere, fortrinnsvis standard enkeltmodus fibere fremstilt av kvarts (CCITT G652) med et primært beskyttende belegg. Sensorene er fiber Bragg-gittere (FBG) som kan bli innført permanent i fiberen ved arbitrære posisjoner. Gitterene er gjenbelagt fortrinnsvis med polyimid etter inskripsjon. Lengden på en FBG er typisk rundt en centimeter, så i dette tilfellet kan systemet operere som et sett av atskilte punktsensorer. Midtbølgelengden til FGB'en er fiksert under FBG-fabrikasjon eller som per den innkjøpte FBG-spesifikasjonen. Toppreflektiviteten og FWHM (fullvidde halv maksimum, full width half maximum) kan bli skreddersydd til oppløsningen, dynamikken, spekteret til lyskilden og avstanden fra lyskilden til sensorene. For lange avstander er det en fordel å operere i lavtapsoverføringsvinduet rundt 1550 nm hvor tilgjengelighet for standard telekommunikasjonskomponenter fremskaffer ekstra fordeler. Fiberen tjener to funksjoner: En transportvei for lyssignalene og som signaler fra sensorposisjonene. For denne applikasjonen er det en fordel å betjene sensorene i refleksjonsmodus slik at både overføring og mottak av signaler er betjent av den samme fiberen og muliggjør tilgang til fjerntliggende steder. I tillegg, kan all instrumentering bli lokalisert på samme sted. The sensor medium is based on optical fibers, preferably standard single mode fibers made of quartz (CCITT G652) with a primary protective coating. The sensors are fiber Bragg gratings (FBG) that can be permanently inserted into the fiber at arbitrary positions. The grids are recoated preferably with polyimide after inscription. The length of an FBG is typically around one centimeter, so in this case the system can operate as a set of discrete point sensors. The center wavelength of the FGB is fixed during FBG fabrication or as per the purchased FBG specification. The peak reflectivity and FWHM (full width half maximum) can be tailored to the resolution, dynamics, spectrum of the light source and the distance from the light source to the sensors. For long distances it is advantageous to operate in the low-loss transmission window around 1550 nm where the availability of standard telecommunications components provides additional advantages. The fiber serves two functions: a transport path for the light signals and as signals from the sensor positions. For this application, it is advantageous to operate the sensors in reflection mode so that both transmission and reception of signals are operated by the same fiber and enable access to remote locations. In addition, all instrumentation can be located in the same place.

For beskyttelse blir fibrene lagt i en metallfri kabel som er kompatibel med høyspentomgivelser og kan bli festet til lederen ved å anvende en fiberekstruder eller anvende tape eller nylonremser avhengig av avstanden fra masten til sensorene. For protection, the fibers are laid in a metal-free cable compatible with high voltage environments and can be attached to the conductor using a fiber extruder or using tape or nylon strips depending on the distance from the mast to the sensors.

For fjernmåling hvor registreringsinstrumentet er lokalisert langt borte fra sensorposisjoner kan forbindelseskablene bli pakket rundt lederen på samme måte som for vanlige kommunikasjonskabler. For samtidig måling av flere sensorposisjoner kan FBG'ene bli konfigurert i serie langs den samme fiberen som illustrert i figur 1, hvor en bredbånd lyskilde 1 sender lys gjennom en kopler 2 til et nummer og FGB'er langs den samme fiberen 14, og lyset reflektert fra FGB'ene er transmittert gjennom 3dB-kopleren 2 til en detektor 3 og måleenhet 4. Figur 2 illustrerer et tilsvarende system hvor en målerenhet ("interrogation unit") 5 er koblet til et antall fibere som på denne måten fremskaffer parallelle målinger, der hver fiber har en serie av FGB'er, som derfor fremskaffer en kombinasjon av parallelle og sekvensielle målinger. Med en bryter 6 som illustrert i figur 3, er det i målekontrollenheten dessuten mulig å veksle målinger mellom parallelle sensorlinjer. For remote measurement where the recording instrument is located far away from sensor positions, the connection cables can be wrapped around the conductor in the same way as for normal communication cables. For simultaneous measurement of several sensor positions, the FBGs can be configured in series along the same fiber as illustrated in figure 1, where a broadband light source 1 sends light through a coupler 2 to a number and FGBs along the same fiber 14, and the light reflected from the FGBs is transmitted through the 3dB coupler 2 to a detector 3 and measurement unit 4. Figure 2 illustrates a corresponding system where a measurement unit ("interrogation unit") 5 is connected to a number of fibers which in this way provide parallel measurements, where each fiber has a series of FGBs, which therefore provide a combination of parallel and sequential measurements. With a switch 6 as illustrated in Figure 3, it is also possible in the measurement control unit to switch measurements between parallel sensor lines.

Bragg-gittere reagerer på belastning og temperaturvariasjoner slik at de kan fungere som både belastnings- og temperatursensorer. Forandringer i belastning eller temperatur er registrert som forandringer i bølgelengdeposisjonen til den reflekterte toppen. En FBG som er integrert med et objekt vil måle belastnings- eller temperaturvariasjoner til objektet. Siden en optisk fiber er en isolator, vil høyspentmiljøet ikke ha noen innflytelse på målingene. Bragg gratings respond to strain and temperature variations so they can act as both strain and temperature sensors. Changes in load or temperature are recorded as changes in the wavelength position of the reflected peak. An FBG that is integrated with an object will measure load or temperature variations to the object. Since an optical fiber is an insulator, the high voltage environment will have no influence on the measurements.

Funksjonelt, dekker denne foreliggende oppfinnelsen de følgende aspektene av klimatisk stress som hengende kraftledere er eksponert for: Online registrering av ledertemperatur ved å anvende FGB'en som en temperatursensor. Functionally, this present invention covers the following aspects of climatic stress to which hanging power conductors are exposed: Online recording of conductor temperature by using the FGB as a temperature sensor.

Bestemme online-siget til lederen og den trygge avstanden til bakken under basert på temperaturmålingene. Determine the online seepage of the conductor and the safe distance to the ground below based on the temperature measurements.

Benytte resultatene for optimert ytelse av kraftstrøm langs lederen innenfor trygge grenser. Use the results for optimized performance of power flow along the conductor within safe limits.

For direkte temperaturmålinger er FBG-sensorene innesluttet i et hylster i direkte kontakt med lederen og anbragt så nær lederen som mulig inni hylsteret. FBG-sensorene må bli konfigurert i hylsteret på en slik måte at de ikke vil bli påvirket av belastning. Figur 4 viser en skisse av den foretrukne utførelsesformen til arrangementet. Med referanse til Figur 4 er hele hylsteret 7 fremstilt i to like halvdeler som er festet sammen med skruer eller bolter 20 til lederen eller kabelen 21 som skal bli monitorert. Et hull i midten 8 passer til diameteren til lederen 21. Hylsteret er eggformet eller avrundet for å kunne hindre uønskede virkninger (corona) fra skarpe kanter. For hver sensor er et annet hull 9 fremstilt på montasjen nær midthullet 8 for slik å ha hovedsakelig den samme temperaturen som kabelen eller lederen 21. Denne montasjen av sensormontasje kan bli designet med sensorhull ifølge antallet av sensorene som skal bli anvendt i den samme montasjen. Et arrangement er vist i Figur 4 for å romme to sensorer og Figur 5 er for å romme fire sensorer. For direct temperature measurements, the FBG sensors are enclosed in a casing in direct contact with the conductor and placed as close to the conductor as possible inside the casing. The FBG sensors must be configured in the housing in such a way that they will not be affected by load. Figure 4 shows a sketch of the preferred embodiment of the arrangement. With reference to Figure 4, the entire casing 7 is produced in two equal halves which are attached together with screws or bolts 20 to the conductor or cable 21 to be monitored. A hole in the middle 8 fits the diameter of the conductor 21. The casing is egg-shaped or rounded in order to prevent unwanted effects (corona) from sharp edges. For each sensor, another hole 9 is made on the assembly near the center hole 8 so as to have essentially the same temperature as the cable or conductor 21. This assembly of sensor assembly can be designed with sensor holes according to the number of sensors to be used in the same assembly. An arrangement is shown in Figure 4 to accommodate two sensors and Figure 5 is to accommodate four sensors.

En tynn stav 19 av det samme materialet, f.eks. aluminium, som hylsteret er fremstilt av som illustrert i figur 6a og 6b, til å passe størrelsen til hullet 9 i figurer 4,5 og 7. Et spor 17,18 er skåret ut på langs i staven 19 for montasje av fiberen 14 inkludert en eller flere FBG-sensorer 13. Sporet 17,18 er utvidet ved endene 17 for å imøtekomme tykkelsen til det sekundære fiberbelegget 11. Dybden på hullet 9 er fremstilt lengre enn lengden på staven 19 som inneholder sensoren 13 slik at den fiberoptiske kabelen 10 kan passe inn i den for robust montering. Diameteren på hullet som mottar probestaven er noe lengre ved inngangen slik at fiberen i kabelen tilkoblet sensoren kan gå inn i montasjen uten bøyninger siden optiske fibere i kabler er strandet rundt et midtelement og, derfor, ikke lokalisert i sentrum av kabelen. Skjøteledd 12,15 med fiberkabelen er også beskyttet inni sporet 17,18 til proben 19. A thin rod 19 of the same material, e.g. aluminium, from which the casing is made as illustrated in figures 6a and 6b, to match the size of the hole 9 in figures 4,5 and 7. A groove 17,18 is cut longitudinally in the rod 19 for mounting the fiber 14 including a or more FBG sensors 13. The groove 17,18 is widened at the ends 17 to accommodate the thickness of the secondary fiber coating 11. The depth of the hole 9 is made longer than the length of the rod 19 containing the sensor 13 so that the fiber optic cable 10 can fit into it for robust mounting. The diameter of the hole that receives the probe rod is slightly longer at the entrance so that the fiber in the cable connected to the sensor can enter the assembly without bending since optical fibers in cables are stranded around a central element and, therefore, not located in the center of the cable. Joints 12,15 with the fiber cable are also protected inside the groove 17,18 of the probe 19.

I figur 6a er fibersensoren 13,14 i en fiberende, for eksempel i et parallelt målesystem, mens i figur 6b strekker fiberen 14 seg gjennom proben 19 og et seriemålesystem kan bli anvendt. I det tilfellet strekker hullet C i hylsteret seg gjennom hylsteret og fibersensoren blir skjøtet inn i fiberen som strekker seg gjennom hullet. In figure 6a, the fiber sensor 13,14 is at a fiber end, for example in a parallel measurement system, while in figure 6b the fiber 14 extends through the probe 19 and a series measurement system can be used. In that case, the hole C in the sleeve extends through the sleeve and the fiber sensor is spliced into the fiber extending through the hole.

I Figur 4 blir en konfigurasjon med to FBG-sensorprober lokalisert midt imot hverandre vist som et eksempel, men flere sensorposisjoner kan bli innrettet rundt perimeteret. I In Figure 4, a configuration with two FBG sensor probes located opposite each other is shown as an example, but several sensor positions can be arranged around the perimeter. IN

Figur 5 (er) en konfigurasjon med fire sensorprober lokalisert i to halve av sensormontasjen. For en seriekonfigurasjon løper hullet 9 gjennom hele lengden av hylsteret 7, og staven som inneholder fiberen er anbragt i midten. Endekonfigurasjonene til stavene er fremstilt symmetrisk for å kunne avpasse inngang og utgang kabelkoblinger. For en enkel sensor er hullet 9 terminert innenfor hylsteret 7 som illustrert i tegningene. Figure 5 (is) a configuration with four sensor probes located in two halves of the sensor assembly. For a serial configuration, the hole 9 runs through the entire length of the sleeve 7, and the rod containing the fiber is placed in the middle. The end configurations of the rods are manufactured symmetrically to accommodate input and output cable connections. For a simple sensor, the hole 9 is terminated within the casing 7 as illustrated in the drawings.

For montering av enheten for en seriekonfigurasjon, blir en del av den fiberoptiske kabelen tredd gjennom hullet 9 som i det tilfellet strekker seg gjennom hylsteret, og FBG-sensoren er skjøtet til en fiber i kabelen. I tilfellet med et seriearrangement av flere sensorer er den andre enden av FGB'en skjøtet til fiberkabelen på den andre enden. Et slikt arrangement utgjort av en montasje av FBG i aluminiumsensorprobe er vist i Figur 6, i en utførelsesform hvor fiberen ender i en parallell konfigurasjon. For assembly of the device for a serial configuration, a part of the fiber optic cable is threaded through the hole 9 which in that case extends through the casing, and the FBG sensor is spliced to a fiber in the cable. In the case of a serial arrangement of several sensors, the other end of the FGB is spliced to the fiber cable at the other end. Such an arrangement consisting of an assembly of FBG in aluminum sensor probe is shown in Figure 6, in an embodiment where the fiber ends in a parallel configuration.

Hvis bare en sensor er nødvendig kan den andre enden bli lagt løst i det tilpassede klemmehullet. If only one sensor is required, the other end can be placed loosely in the adapted clamping hole.

FBG'ene kan bli lagt løst i sporet til stavene 19 eller festet i sporet 17,18 med en epoksy. Den siste konfigurasjonen er foretrukket siden den effektive termiske ekspansjonskoeffisienten vil være mye større enn den til det nakne glasset som forbedrer måleoppløsningen. For å kunne redusere målestøy og uønskede refleksjoner fra fiberendene, bør ende spaltene være uregelmessige eller dekket med noe epoksy. The FBGs can be placed loosely in the groove of the rods 19 or fixed in the groove 17,18 with an epoxy. The latter configuration is preferred since the effective thermal expansion coefficient will be much larger than that of the bare glass which improves the measurement resolution. In order to reduce measurement noise and unwanted reflections from the fiber ends, the end slots should be irregular or covered with some epoxy.

Etter at alle delene er montert, blir kabelinngangene forseglet med epoksy for å beskytte og hindre fuktpenetrering så vel som å gjøre montasjen robust for montering. Før installasjon på en kraftleder kan sensorene i den endelige montasjen bli kalibrert, dvs. refleksjonsbølgelengden vs. temperaturen for hver sensor er oppnådd. Dette kan bli utført i et temperaturkammer eller liknende varme anordninger med en kontrollert temperatur. En laboratoriebasert nøyaktig temperaturkontrollert resistiv varmestav 25 i stedet for kabelen for å etterlikne en strømførende leder er fabrikert som vist i figur 7. Denne anordningen er også anvendt for sluttkalibrering av anordningen før feltanvendelse. I figur 7 er kabel- og omgivelsestemperaturene T1,T2 sammenlignet med temperaturen i sensorene 9 monitorert i en overvåkningsenhet 22, og en kalibrering av signalene kan bli beregnet ifølge dette. I tillegg til sensorene omfatter kalibreringsenheten også en isolator 23 og en koblingsboks 24. After all the parts are assembled, the cable entries are sealed with epoxy to protect and prevent moisture penetration as well as to make the assembly robust for installation. Before installation on a power conductor, the sensors in the final assembly can be calibrated, i.e. the reflection wavelength vs. the temperature for each sensor is obtained. This can be carried out in a temperature chamber or similar warm devices with a controlled temperature. A laboratory-based precisely temperature-controlled resistive heating rod 25 in place of the cable to mimic a current-carrying conductor is fabricated as shown in Figure 7. This device is also used for final calibration of the device prior to field use. In Figure 7, the cable and ambient temperatures T1, T2 compared to the temperature in the sensors 9 are monitored in a monitoring unit 22, and a calibration of the signals can be calculated according to this. In addition to the sensors, the calibration unit also includes an isolator 23 and a junction box 24.

Sensormontasjen 7 kan lett bli montert på lederen ved å tette de to hylsterhalvdelene med skruer 20 (Figurer 4 og 5) ved hvilket som helst sted på lederspennet. Forbindelseskabelen er pakket rundt eller festet med andre hjelpemidler til lederen overfor en av mastene og tatt ned til bakken. Generelt, kan man anvende retningslinjer som gjelder for innpakning av kommunikasjonskabler langs kraftledere. Mellom lederenden og masten blir et fiberoptisk isolatorsystem anvendt for å kunne redusere risiko for skade fra krype strømmer. Slike anordninger er kommersielt tilgjengelige. Fiberkabelen må bli sikret til masten for å unngå skade fra vind, snø eller is. Kabelenden lengst borte kan bli terminert ved et passende sted hvor måleutstyret er plassert. The sensor assembly 7 can be easily mounted on the conductor by sealing the two casing halves with screws 20 (Figures 4 and 5) at any point on the conductor span. The connecting cable is wrapped around or attached with other aids to the conductor opposite one of the masts and taken down to the ground. In general, one can apply guidelines that apply to the wrapping of communication cables along power conductors. Between the conductor end and the mast, a fiber optic insulator system is used to reduce the risk of damage from creeping currents. Such devices are commercially available. The fiber cable must be secured to the mast to avoid damage from wind, snow or ice. The furthest end of the cable can be terminated at a suitable location where the measuring equipment is located.

Levetiden til en hengende kraftleder er typisk rundt 40 år, og sensorsystemet bør være i stand til å fungere i lang tid. Flere undersøkelser indikerer at FGB'er ikke degraderes over tid. The lifetime of a suspended power line is typically around 40 years, and the sensor system should be able to function for a long time. Several studies indicate that FGBs do not degrade over time.

Det totale systemet består av en eller flere fiberoptiske kabler som hver inneholder et passende antall fibere. Måleenheten består av en optisk sensornalysator (her FBG-interrogator), egnet datalagringsanordning (PC) og prosesseringsenheter (med spesiell programvare). Bølgelengdeintervallet mellom FBG'er i en seriekonifgurasjon må bli valgt stor nok til å imøtekomme de forventede signalvairasjonene og en sikkerhetsmargin for å kunne sikre en unik identifisering av hver sensor. Flere fremgangsmåter er tilgjengelige for FBG-målinger. Flere slike spørresystemer er kommersielt tilgjengelige og kan bli valgt ifølge ønsket oppløsning, hastighet og dynamisk rekkevidde. I tillegg er det flere patenter som beskriver forskjellige måleprinsipper som U.S. Patent 5,397,891, U.S. Patent 5,426,297, U.S. Patent 5,646,401 og U.S. Patent 5,380,995. Disse fremgangsmåtene er anvendelige for spørring av sensorene til dette formålet. The total system consists of one or more fiber optic cables each containing an appropriate number of fibers. The measuring unit consists of an optical sensor analyzer (here FBG interrogator), suitable data storage device (PC) and processing units (with special software). The wavelength interval between FBGs in a series configuration must be chosen large enough to accommodate the expected signal variations and a safety margin to ensure a unique identification of each sensor. Several methods are available for FBG measurements. Several such interrogation systems are commercially available and can be selected according to the desired resolution, speed and dynamic range. In addition, there are several patents that describe different measuring principles such as U.S. Pat. U.S. Patent 5,397,891 U.S. Patent 5,426,297 Patent 5,646,401 and U.S. Pat. Patent 5,380,995. These methods are applicable for interrogating the sensors for this purpose.

For å oppsummere vedrører foreliggende oppfinnelse et system for overvåkning av online temperatur og siging av høyspentkabler i luftstrekninger, omfattende minst en optisk fiber festet til kabelen, og ovennevnte optiske fiber som omfatter minst ett Bragg-gitter (FBG) med kjente refleksjonskarakteristikker. I tillegg, en lyskilde for transmittering av lys innen et kjent område av bølgelengder inn i ovennevnte optiske fiber, og måleanordninger for deteksjon av lys reflektert fra ovennevnte Bragg-gitter(e) i fiberen og for gjenkjenning av lys reflektert fra hvert Bragg-gitter basert på deres kjente refleksjonskarakteristikker og deres unike samsvar med temperatur i det omgivende mediet. To summarize, the present invention relates to a system for online temperature monitoring and sensing of high-voltage cables in overhead lines, comprising at least one optical fiber attached to the cable, and the above-mentioned optical fiber comprising at least one Bragg grating (FBG) with known reflection characteristics. In addition, a light source for transmitting light within a known range of wavelengths into said optical fiber, and measuring means for detecting light reflected from said Bragg grating(s) in the fiber and for detecting light reflected from each Bragg grating based on their known reflection characteristics and their unique correspondence with temperature in the surrounding medium.

Systemet omfatter fortrinnsvis en optisk fiber som er i sin langsgående retning fremskaffet med et antall Bragg-gittere, og Bragg-gitterene er montert i et beskyttende rør med et spor i den langsgående retningen hvor den er lagt løst eller festet med epoksy. Røret og hylsteret er fortrinnsvis fremstilt i det samme materialet som kabelen eller i det minste et materiale som hovedsakelig har de samme termiske karakteristikkene, vanligvis aluminium, ettersom dette er det vanlige materialet på høyspentkabler, men stål blir også anvendt i noen tilfeller. The system preferably comprises an optical fiber which is in its longitudinal direction provided with a number of Bragg gratings, and the Bragg gratings are mounted in a protective tube with a groove in the longitudinal direction where it is laid loosely or fixed with epoxy. The tube and sheath are preferably made of the same material as the cable or at least a material that has essentially the same thermal characteristics, usually aluminium, as this is the usual material for high-voltage cables, but steel is also used in some cases.

Det beskyttende røret er montert i et eggformet eller avrundet beskyttende hylster som er designet som to like halvdeler med et langsgående hull i midten slik at det vil passe diameteren til luftspennet når montert sammen og sikret med skruer. Hull er drillet gjennom for å feste de ovennevnte rørene inn i de ovennevnte hylsterene, der hullene har en lengde som muliggjør lengde variasjoner for røret i forhold til hylsteret for slik å unngå belastning introdusert av temperaturforskjeller mellom hylsteret og røret. Tverrsnittet på hullet skulle på den annen side være sammenlignbart med tverrsnittet til røret, for slik å sikre termisk kobling mellom hylsteret og røret. Tverrsnittet vil vanligvis være sirkulært, men andre former kan bli anvendt. The protective tube is mounted in an egg-shaped or rounded protective sleeve which is designed as two equal halves with a longitudinal hole in the middle so that it will fit the diameter of the air span when assembled together and secured with screws. Holes are drilled through to fasten the above-mentioned pipes into the above-mentioned casings, where the holes have a length which enables length variations for the pipe in relation to the casing so as to avoid stress introduced by temperature differences between the casing and the pipe. The cross-section of the hole, on the other hand, should be comparable to the cross-section of the pipe, in order to ensure thermal coupling between the sleeve and the pipe. The cross-section will usually be circular, but other shapes may be used.

Hylsteret er festet til kabelen, f.eks. som er utgjort av to halvdeler som omgir kabelen når passet sammen med termisk kobling til kabelen. Røret på insiden av hylsteret oppnår derfor en temperatur som er innenfor måleusikkerhet fra temperaturen til kabelen. The sheath is attached to the cable, e.g. which is made up of two halves that surround the cable when fitted together with thermal coupling to the cable. The pipe on the inside of the casing therefore reaches a temperature that is within the measurement uncertainty of the temperature of the cable.

Foreliggende oppfinnelse tilsikter en anvendelse av et optisk målesystem omfattende minst en optisk fiber i en kabel designet for høyspentmiljøer, der den optiske fiberen inneholder minst ett Bragg-gitter med kjente refleksjonskarakteristikker og kalibrert temperaturrespons ved en valgt posisjon langs fiberen, og Bragg-gitteret er sikret i beskyttende hylstere. Systemet omfatter også en lyskilde for lysemisjon med et kjent bølgelengdeområde inn i den optiske fiberen som inneholder Bragg-gitteret(gitterene) og måleanordninger for gjenkjennelse av deres refleksjonskarakteristikker og deres konvertering til temperatur. Bragg-gitteret er anbragt i de beskyttende rørene og hylsteret diskutert over og i nær kontakt med høyspentkabelen ved valgte posisjoner langs kabelen. Antall sensorer og distribusjon langs kabelen kan bli valgt avhengig av de lokale betingelsene, beregnet kabelsig, lengde mellom støtter osv. The present invention intends to use an optical measurement system comprising at least one optical fiber in a cable designed for high-voltage environments, where the optical fiber contains at least one Bragg grating with known reflection characteristics and calibrated temperature response at a selected position along the fiber, and the Bragg grating is secured in protective cases. The system also includes a light source for light emission of a known wavelength range into the optical fiber containing the Bragg grating(s) and measuring devices for recognizing their reflection characteristics and their conversion to temperature. The Bragg grating is placed in the protective tubes and casing discussed above and in close contact with the high-voltage cable at selected positions along the cable. The number of sensors and distribution along the cable can be chosen depending on the local conditions, calculated cable tension, length between supports, etc.

Den eksemplifiserte utførelsesformen til hylsteret og proben i tegningene kan ha de følgende dimensjonene: Hylsteret som har en lengde på 140 mm og en diameter på 59 mm, som er utgjort av to halvdeler sammenføyd med bolter som derfor omgir kabelen, som har en sentral kanal med en diameter tilsvarende kabeldiameteren på 32 mm. Proberøret som har en lengde på 107 mm og en 5 mm diameter, mens fordypningen har en vid del 17 på 2 mm og en smal del 18 med omtrent lmm. The exemplified embodiment of the sheath and probe in the drawings may have the following dimensions: The sheath having a length of 140 mm and a diameter of 59 mm, which is made up of two halves joined by bolts which therefore surround the cable, which has a central channel with a diameter corresponding to the cable diameter of 32 mm. The probe tube having a length of 107 mm and a diameter of 5 mm, while the recess has a wide part 17 of 2 mm and a narrow part 18 of about 1 mm.

Claims

1. System for monitoring temperature in high-voltage lines in aerial stretches, comprising at least one optical fiber (14) attached to the cable, and the above-mentioned optical fiber comprising at least one Bragg grating (FBG) with known reflection characteristics, a light source (1) for transmitting of light within a known range of wavelengths into said optical fiber, and measuring devices (3,4,5) for detecting light reflected from said Bragg grating(s) (FBG) in the fiber (14) and for recognizing light reflected from each Bragg grating based on their known reflection characteristics and their unique correspondence with temperature to the Bragg grating, characterized in that the Bragg grating (FBG) is mounted in a probe (19), where the probe is mounted in and thermally connected to a sleeve (7) that is mounted around and is thermally connected to the cable, in which the probe (19) is rod-shaped with a cylindrical shape and is mounted in the housing (7) in an opening (9) having substantially the same cross-section as the probe (19) arranged to allow a relative movement between the probe (19) and the housing (7) in the longitudinal direction so as to enable mutual variations in the temperatures between the probe and the sheath without subjecting the Bragg grating (FBG) to strain, where the length of the opening (9) exceeds the length of the probe (19) so that the sleeve can enclose the probe, and where the sleeve (7) has a rounded shape.

2. System according to claim 1, where the probe (19) has a circular cross-section.

3. System according to claim 1, where the probe (19) is a protective tube with a groove (17,18) in the longitudinal direction where the fiber Bragg grating (FBG, 13) is placed.

4. System according to claim 3, where the fiber Bragg grating (FBG,13) is fixed in the slot (17,18), e.g. with epoxy.

5. System according to claim 3, where the slot (17,18) has a first, inner part (18) that has dimensions corresponding to the optical fiber in which the Bragg grating is produced and the second, outer part (17) has dimensions that correspond to the optical fiber (14) having a selected housing (11).

6. System according to claim 1, wherein the sleeve is a protective sleeve designed as two equal halves with a longitudinal hole in the middle so that it will fit the diameter of the hanging cable when assembled together, which also has at least one hole adapted to receive at least one probe.

7. System according to claim 1, where the sleeve (7) and the probe (19) are made from the same material, e.g. aluminum.

8. System according to claim 1, where it comprises a selected number of Bragg gratings (FBGl-FBn) placed in a number of casings distributed along a cable.

9. System according to claim 1, where each sleeve is adapted to receive a number of Bragg gratings.

10. Use of a system according to claim 1 for measuring the temperature of the power cable, in which the system comprises analyzer aids for wavelength shift due to temperature rise at the Bragg gratings.

11. Application of a system according to claim 1 for calculating the sag of a voltage cable from known connections between the sag and the measured temperatures at the Bragg gratings