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Die Erfindung betrifft eine Vorrichtung zur Ermittlung eines Leiterseildurchhangs einer zur Übertragung elektrischer Energie vorgesehenen Freileitung gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1.
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Die Erfindung betrifft weiterhin ein Verfahren zur Ermittlung eines Leiterseildurchhangs einer zur Übertragung elektrischer Energie vorgesehenen Freileitung gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 6.
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Durch den Ausbau regenerativer Energien steigen Anforderungen an das Übertragungsnetz. Dabei kann es vorkommen, dass eine zu übertragende Energiemenge eine festgelegte Übertragungskapazität übersteigt und infolgedessen Übertragungsleitungen neu errichtet oder ausgebaut werden. Um diesen Neu- und Ausbaubedarf möglichst gering zu halten, sind Energienetzbetreiber dazu angehalten, das vorhandene Übertragungsnetz optimal auszulasten. Der Hauptteil von Elektroenergie wird in Deutschland über Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen übertragen. Ein maximaler Betriebsstrom dieser Freileitungen wird hauptsächlich von einer Temperatur von Leiterseilen der Freileitungen und von deren Durchhang bestimmt. Wenn sich die Leiterseile beispielsweise aufgrund eines hohen Stromflusses erwärmen, längen sich diese, und ein Durchhang der Leiterseile zwischen zwei Freileitungsmasten wird größer.
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Um ein Risiko von Freileitungen für ihre Umgebung zu verringern, ist eine Übertragungskapazität von Freileitungen zumindest im Wesentlichen durch ihren Abstand zum Boden, das heißt durch einen maximalen Durchhang von Leiterseilen, begrenzt. Auf diesen Durchhang haben - wie bereits beschrieben - ein geführter Betriebsstrom und lokale Wetterverhältnisse einen großen Einfluss. Dabei können kalte Leiterseile stärker elektrisch belastet werden als warme. Jedoch müssen hierzu eine Leiterseiltemperatur und der Leiterseildurchhang bekannt sein. Ist dies nicht der Fall, können Freileitungen maximal mit einem Betriebsstrom belastet werden, welcher in einer Planungsphase der entsprechenden Freileitung bestimmt wurde. Neben dem Betriebsstrom haben auf die Leiterseiltemperatur auch eine Umgebungstemperatur, eine Windgeschwindigkeit und Sonneneinstrahlung Einfluss. In der Planungsphase wird dabei von einem Worst-Case-Szenario ausgegangen, so dass für nahezu einen gesamten Betriebszeitraum der Freileitung eine große Übertragungsreserve besteht, welche nicht genutzt werden kann.
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In einem Normalbetrieb wird eine Dauerstrombelastbarkeit gemäß der Norm DIN EN 50182 (Stand: Dezember 2001) unter angenommenen Wetterdaten ausgelegt. Diese wird unter Annahme von 35 °C Umgebungstemperatur, voller Globalstrahlung und senkrechter Windströmung mit einer Geschwindigkeit von 0,6 m/s gemäß DIN EN 50341 (Stand: April 2016) bestimmt. Es wird dementsprechend von einem wolkenlosen, nahezu windstillen warmen Sommertag ausgegangen. Die zulässige Dauerstrombelastbarkeit für das gesamte Jahr ist entsprechend gering.
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Wie aus „Deutsche Energie - Agentur GmbH (Hg.) (2010): dena - Netzstudie II: Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015 - 2020 mit Ausblick 2025; Berlin“ bekannt ist, beträgt eine mögliche Steigerung in Zeiten starker Windenergieeinspeisung in Küstennähe durchschnittlich 50 %, in Norddeutschland 30 % und in Süddeutschland 15 %. Somit ist eine theoretisch mögliche Belastbarkeit einer Freileitung die meiste Zeit des Jahres deutlich höher als die Belastbarkeit gemäß DIN EN 50182.
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Es sind verschiedene Konzepte bekannt, wie ein aktueller Leiterseildurchhang bestimmt werden kann. Diese Konzepte sind auch unter dem Begriff Freileitungsmonitoring zusammengefasst. Die Strombelastbarkeit kann damit den klimatischen Bedingungen angepasst und somit über einen festgelegten Wert hinaus erhöht werden.
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Die Bestimmung des Leiterseildurchhangs kann, wie in „Renata, Teminova (2007): Einsatz von passiven funkabfragbaren Oberflächenwellensensoren in der elektrischen Energietechnik. Dissertation. Technische Universität Darmstadt, Darmstadt“ beschrieben, mittels unterschiedlicher Verfahren zur Ermittlung einer Leitertemperatur und eines daraus resultierenden Leiterseildurchhangs ermittelt werden, wobei häufig die Leiterseiltemperatur als Referenzgröße für den Leiterseildurchhang bestimmt wird.
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Aus „
Seppa, Tapani O. (1995): Accurate Ampacity Determination; Temperature - SAG model for operational real time ratings; Institute of Electrical and Electronic Engineers (Transactions on Power Delivery, Vol. 10, No. 3)“ und
DE 20 2005 020 550 U1 ist ein Verfahren zur Ermittlung eines Leiterseildurchhangs bekannt, bei welchem dieser mittels einer Zugkraftmessung am Leiterseil über eine Leiterseilspannung bestimmt wird. Zu dieser Bestimmung sind Kraftmessdosen an den Leiterseilen angeordnet, welche Zugkräfte innerhalb der Leiterseile erfassen.
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Weiterhin ist aus „Biedenbach, G. (2012): Echtzeitmonitoring von Freileitungen. Leiterseiltemperatur zuverlässig ermitteln. In: ew (2012), 15-16, S. 70-73“ bekannt, die Leiterseiltemperatur direkt mittels Thermoelementen und nachgeschalteter Messeinrichtungen am Leiterseil zu messen.
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Die
DE 10 2005 055 435 A1 und „Wosniok, Aleksander (2013): Untersuchungen zur Unterscheidung der Einflussgrößen Temperatur und Dehnung bei Anwendung der verteilten Brillouin-Sensorik in der Bauwerksüberwachung. Dissertation. Technische Universität Berlin, Berlin“ beschreiben eine faseroptische Temperaturmessung, bei welcher mittels einer Glasfaserleitung im Leiterseil neben anderen physikalischen Messgrößen die Leiterseiltemperatur über eine Resonanzwellenlänge erfasst wird.
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Weiterhin ist in „Renata, Teminova (2007): Einsatz von passiven funkabfragbaren Oberflächenwellensensoren in der elektrischen Energietechnik. Dissertation. Technische Universität Darmstadt, Darmstadt“ beschrieben, dass von einer akustischen Oberflächenwelle eine reflektierte Welle gemessen wird, wobei sich durch Erwärmung und Abkühlung mechanische Eigenschaften und somit eine Laufzeit und Materialparameter und damit die Ausbreitungsgeschwindigkeit ändern.
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Aus „Reinicke, Frank (1999): Temperaturbestimmung von Leiterseilen. In: Leitungsbau-Fachtagung am 10. und 11. Juni 1999 in Stuttgart“ ist bekannt, eine Wärmestrahlung von Leiterseilen mittels einer Wärmebildkamera zu erfassen. Weiterhin wird eine Temperaturbestimmung mittels eines thermostatischen Seilmodells beschrieben, wobei mittels einer Messstation Wetterdaten, umfassend eine Windgeschwindigkeit, eine Lufttemperatur und eine Globalstrahlung, gemessen werden. Die Wetterdaten werden einem Berechnungsmodell zugeführt, welches einen thermostatischen Zustand des Leiterseils nachbildet.
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Aus der
WO 2019 147 965 A1 ist eine Vorrichtung zur Überwachung einer Freileitung bekannt. Die Vorrichtung umfasst eine Kamera und eine Verarbeitungseinheit zur Verarbeitung mittels Kamera erfasster Daten zur Beurteilung einer Geometrie und Bewegung von an Freileitungsmasten befestigten Leiterseilen.
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Die
DE 10 2010 035 648 A1 und „
Douglass, Dale A.; Edris, Abdel-Aty (1999): Field Studies of Dynamic Thermal Rating Methods for Overhead Lines. In: IEEE Transmission and distribution conference“ beschreiben, dass mittels mehrerer Wetterstationen entlang der Freileitung Wetterdaten aufgenommen werden. Bei einer Berechnung des Leiterseildurchhangs wird neben den Wetterdaten eine Stromstärke eines in den Leiterseilen fließenden elektrischen Stroms berücksichtigt.
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Ferner ist aus „Mitnetz-Strom: ASTROSE - Pilotprojekt; Projektflyer“ bekannt, mittels an den Leitungsseilen angeordneter Neigungswinkelmesser Neigungswinkel der Leitungsseile zu erfassen, wobei die Neigungswinkel ein Maß für einen Durchhang der Leitungsseile darstellen. Eine zum Betrieb der Leitungsseile erforderliche elektrische Energie wird den Leitungsseilen entzogen.
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Weiterhin sind aus dem Stand der Technik verschiedene Verfahren und Vorrichtungen bekannt, bei welchen an einer Freileitung befindliche Sensoren mittels eines so genannten Energy Harvesting aus einem elektrischen oder magnetischen Feld der Leitungsseile elektrische Energie beziehen, wobei hierzu vorgesehene Energiewandler an den Leitungsseilen angeordnet sind. Auch sind Energiewandler bekannt, welche zur Versorgung der Sensoren elektrische Energie aus Sonnenlicht oder Windenergie erzeugen.
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Der Erfindung liegt die Aufgabe zu Grunde, eine gegenüber dem Stand der Technik verbesserte Vorrichtung und ein verbessertes Verfahren zur Ermittlung eines Leiterseildurchhangs einer zur Übertragung elektrischer Energie vorgesehenen Freileitung anzugeben.
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Die Aufgabe wird erfindungsgemäß mit einer Vorrichtung, welche die im Anspruch 1 angegeben Merkmale aufweist, und mit einem Verfahren, welches die im Anspruch 6 angegebenen Merkmale aufweist, gelöst.
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Vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung sind Gegenstand der Unteransprüche.
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Die Vorrichtung zur Ermittlung eines Leiterseildurchhangs einer zur Übertragung elektrischer Energie vorgesehenen Freileitung mit mehreren Freileitungsmasten und an diesen befestigten Leiterseilen umfasst zumindest eine Messvorrichtung. Die Messvorrichtung umfasst zumindest eine Kamera und/oder zumindest eine Wärmebildkamera und zumindest eine Befestigungseinheit, welche derart zur Befestigung der Kamera und/oder Wärmebildkamera an einem Freileitungsmast ausgebildet ist, dass eine Erfassungsrichtung der Kamera und/oder Wärmebildkamera in Richtung eines unmittelbar folgenden Freileitungsmastes verläuft und ein Erfassungsbereich der Kamera und/oder Wärmebildkamera zumindest abschnittsweise die zwischen den Freileitungsmasten verlaufenden Leiterseile und zumindest abschnittsweise den unmittelbar folgenden Freileitungsmast abdeckt. Weiterhin umfasst die Messvorrichtung eine Auswerteeinheit, welche ausgebildet ist, aus zumindest einem mittels der Kamera und/oder Wärmebildkamera erfassten Bild eine Höhe eines niedrigsten Leiterseilpunktes und aus diesem den Leiterseildurchhang zu ermitteln.
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Die Vorrichtung zeichnet sich durch eine einfache und kostengünstige Realisierbarkeit aus, wobei die Messvorrichtung besonders einfach installierbar ist. Aufgrund dessen, dass die Installation im Gegensatz zu aus dem Stand der Technik bekannten Lösungen nicht am Leiterseil, sondern am Freileitungsmast erfolgt, ist keine Abschaltung einzelner Leiterseile oder der Freileitung erforderlich und die Installation kann während eines Betriebs der Leiterseile erfolgen. Somit werden drastische Verringerungen einer Übertragungskapazität eines Übertragungsnetzes vermieden. Weiterhin wird eine Steigerung einer Betriebssicherheit der Freileitung und eines Übertragungsnetzes bei gleichzeitig optimaler Auslastung der Freileitungen erreicht.
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Aus der einfachen Installation der Messvorrichtung resultieren weiterhin geringe Installations- und Wartungskosten und eine einfache Nachrüstbarkeit.
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Weiterhin kann der Leiterseildurchhang mittels der optischen Erfassung direkt erfasst werden, so dass sich gegenüber Lösungen, welche den Leiterseildurchhang aus zuvor erfassten Hilfsgrößen ermitteln, eine besonders genaue Ermittlung des Leiterseildurchhangs ergibt. Die Genauigkeit beträgt dabei beispielsweise +/- 10 cm. Neben der Ermittlung des Leiterseildurchhangs mit besonders hoher Genauigkeit wird auch eine abschnittsgenaue Erfassung desselben ermöglicht. Auch zeichnet sich die Vorrichtung aufgrund der erforderlichen Komponenten durch einen besonders geringen Wartungsbedarf aus.
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Somit bildet die Vorrichtung eine wartungsarme Lösung, die in der Lage ist, den Leiterseildurchhang berührungslos und ohne die Nutzung von Hilfsgrößen vor Ort und sicher zu bestimmen.
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Die Nutzung der Wärmebildkamera zur Erfassung der Leiterseile und des unmittelbar folgenden Freileitungsmastes erfolgt insbesondere bei Dunkelheit, beispielsweise in der Nacht, und ermöglicht aufgrund dessen, dass durch die Leiterseile und den Freileitungsmast elektrischer Strom fließt und diese erwärmt, eine zuverlässige Erkennung der Leiterseile und des Freileitungsmastes. Da bei Tageslicht die Gefahr besteht, dass Reflexionen von Sonnenstrahlen ein mittels der Wärmebildkamera erfasstes Messergebnis stark beeinflussen, wird bei Tageslicht die Kamera, welche beispielsweise als herkömmliche digitale Kamera ausgebildet ist, verwendet.
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Erfindungsgemäß ist die Auswerteinheit ausgebildet, in dem mittels der zumindest einen Kamera und/oder mittels der zumindest einen Wärmebildkamera erfassten Bild eine Kantendetektion durchzuführen, in einem Bild mit detektierten Kanten mittels einer Houghtransformation den folgenden Freileitungsmast zu detektieren und in dem Bild mit detektierten Kanten anhand aktiver Konturen die zwischen dem Freileitungsmasten verlaufenden Leiterseile zu detektieren. Bei einer solchen Bildverarbeitung und -auswertung sind der Freileitungsmast und die Leiterseile unabhängig von eine Erfassungsqualität der Bilder beeinflussenden Umgebungsbedingungen besonders zuverlässig detektierbar.
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In einer möglichen Ausgestaltung der Vorrichtung umfasst die Messvorrichtung einen Energiewandler zur elektrischen Versorgung der Messvorrichtung. Dabei umgibt der Energiewandler abschnittsweise einen Eckstiel des als Metall-Gittermast ausgebildeten Freileitungsmastes und ist ausgebildet, einen durch den Eckstiel fließenden Mastableiterstrom in elektrische Energie zur Versorgung der Messvorrichtung zu wandeln. Eine Freileitung besteht aus den Freileitungsmasten, den Leiterseilen für den Energietransport, welche den Betriebsstrom führen, und einem Erdseil, welches u. a. einem Blitzschutz dient. Wie jeder Stromfluss bewirkt auch der Betriebsstrom ein Magnetfeld. Dieses Magnetfeld durchsetzt eine Leiterschleife aus Erdseil und Erde und induziert dort eine Spannung. Da das Erdseil leitfähig mit den Freileitungsmasten und diese über ihre Erdungsanlagen leitfähig mit dem Erdreich verbunden sind, treibt die induzierte Spannung einen Strom durch das Erdseil, die Freileitungsmasten und das Erdreich. Diese Ströme können bis zu mehrere Ampere pro Eckstiel betragen. Da die Freileitungsmasten im Gegensatz zu den Leitungsseilen nahezu Erdpotenzial besitzen, müssen keine besonderen Schutzvorkehrungen getroffen werden, um das Magnetfeld des Mastableitstromes zur Energiegewinnung zu nutzen. Eine entsprechende Einrichtung kann jederzeit montiert oder gewartet werden, ohne dass die Freileitung abgeschaltet werden muss. Der Energiewandler ermöglicht somit, dass der elektrische Strom, welcher im Freileitungsmast fliest, genutzt wird, um die Messvorrichtung mit elektrischer Energie zu versorgen. Somit ist keine zusätzliche Energieversorgung zum Betrieb der Messvorrichtung erforderlich und diese kann energieautark betrieben werden.
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In einer weiteren möglichen Ausgestaltung der Vorrichtung umfasst der Energiewandler einen Eisenkern, welcher abschnittsweise den Eckstiel des Freileitungsmastes umgibt, eine den Eisenkern zumindest abschnittsweise umgebende elektrische Spule, einen elektrisch mit der Spule gekoppelten Gleichrichter, einen elektrisch mit dem Gleichrichter gekoppelten Energiespeicher und eine elektrisch mit dem Energiespeicher gekoppelte Anschlusseinheit zur elektrischen Kopplung der Messvorrichtung mit dem Energiewandler. Diese Ausbildung des Energiewandlers ermöglicht, dass analog zu einem Stromwandler nach dem Prinzip eines elektrischen Transformators der im Freileitungsmast fließende elektrische Strom derart umgewandelt wird, dass eine erzeugte elektrische Energie zum Betrieb der Messvorrichtung nutzbar ist.
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In einer weiteren möglichen Ausgestaltung der Vorrichtung umfasst die Messvorrichtung eine Anzahl von Sensoren zur Erfassung einer Windstärke und/oder einer Windrichtung und/oder einer Globalstrahlung und/oder zumindest einer Temperatur. Bei einer Berücksichtigung von diesen, mittels der Sensoren erfassten Werte bei der Ermittlung des Leiterseildurchhangs kann eine besonders exakte und zuverlässige Ermittlung desselben realisiert werden.
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In einer weiteren möglichen Ausgestaltung der Vorrichtung umfasst die Messvorrichtung zumindest eine Kommunikationsvorrichtung zu einer drahtlosen Kommunikation mit weiteren Messvorrichtungen und/oder einer zentralen Recheneinheit. Mittels der Kommunikationsvorrichtung ist ein gesamtheitliches Freileitungsmonitoring realisierbar, wobei jede dezentral erhobene Information an eine Zentrale übertragen werden kann. Die drahtlose Kommunikationsvorrichtung ist dabei zuverlässig ausführbar und zeichnet sich durch besonders geringe Material- und Betriebskosten sowie durch eine einfache Montage, Wartung und Nachrüstung aus und ist gemeinsam mit den anderen Komponenten der Messvorrichtung autark betreibbar.
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Um bei Einhaltung einer gesetzlich vorgeschriebenen Sendeleistung von beispielsweise 10 mW ERP (ERP = englisch: effective radiated power; deutsch: effektive Strahlungsleitung) der Kommunikationsvorrichtung eine Reichweite bis zur Recheneinheit zu überbrücken, ist eine solche Kommunikationsvorrichtung in einer weiteren möglichen Ausgestaltung der Vorrichtung an jedem Freileitungsmast angeordnet. Da Abstände zwischen den Freileitungsmasten im Allgemeinen durchschnittlich zwischen 300 m und 450 m betragen, kann mit einer zulässigen Sendeleistung eine Nachricht von Freileitungsmast zu Freileitungsmast weitergereicht werden, bis sie ihr Ziel erreicht. Diese Form der Datenübertragung wird als Multihop-Kommunikation bezeichnet. Um eine ausreichende Reaktionsgeschwindigkeit des Netzwerks sicherzustellen, erfolgen eine Erfassung, Verarbeitung sowie die Übertragung der aufgenommenen Daten in Echtzeit.
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In dem Verfahren zur Ermittlung eines Leiterseildurchhangs einer zur Übertragung elektrischer Energie vorgesehenen Freileitung, umfassend mehrere Freileitungsmasten und an diesen befestigte Leiterseile, wird mittels zumindest einer an einem Freileitungsmast befestigten und in Richtung eines unmittelbar folgenden Freileitungsmastes ausgerichteten Kamera und/oder Wärmebildkamera zumindest ein Bild erfasst, welches zumindest abschnittsweise die zwischen den Freileitungsmasten verlaufenden Leiterseile und zumindest abschnittsweise den unmittelbar folgenden Freileitungsmast zeigt. Aus dem mittels der Kamera und/oder Wärmebildkamera erfassten Bild wird eine Höhe eines niedrigsten Leiterseilpunktes und aus diesem der Leiterseildurchhang ermittelt.
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Das Verfahren zeichnet sich durch eine einfache und kostengünstige Realisierbarkeit aus, wobei eine zur Durchführung des Verfahrens erforderliche Messvorrichtung besonders einfach installierbar ist. Aufgrund dessen, dass die Installation im Gegensatz zu aus dem Stand der Technik bekannten Lösungen nicht am Leiterseil, sondern am Freileitungsmast erfolgt, ist keine Abschaltung einzelner Leiterseile oder der Freileitung erforderlich und die Installation kann während eines Betriebs der Leiterseile erfolgen. Somit werden drastische Verringerungen einer Übertragungskapazität eines Übertragungsnetzes vermieden. Weiterhin wird eine Steigerung einer Betriebssicherheit der Freileitung und eines Übertragungsnetzes bei gleichzeitig optimaler Auslastung der Freileitungen erreicht.
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Aus der einfachen Installation der Messvorrichtung resultieren weiterhin geringe Installations- und Wartungskosten und eine einfache Nachrüstbarkeit.
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Weiterhin kann der Leiterseildurchhang mittels der optischen Erfassung direkt erfasst werden, so dass sich gegenüber Lösungen, welche den Leiterseildurchhang aus zuvor erfassten Hilfsgrößen ermitteln, eine besonders genaue Ermittlung des Leiterseildurchhangs ergibt. Neben der Ermittlung des Leiterseildurchhangs mit besonders hoher Genauigkeit wird auch eine abschnittsgenaue Erfassung desselben ermöglicht. Auch zeichnet sich das Verfahren aufgrund der erforderlichen Komponenten zur Durchführung desselben durch einen besonders geringen Wartungsbedarf aus. Somit ist das Verfahren mit einer wartungsarmen Vorrichtung durchführbar, die in der Lage ist, den Leiterseildurchhang berührungslos und ohne die Nutzung von Hilfsgrößen vor Ort und sicher zu bestimmen.
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Die Nutzung der Wärmebildkamera zur Erfassung der Leiterseile und des unmittelbar folgenden Freileitungsmastes erfolgt insbesondere bei Dunkelheit, beispielsweise in der Nacht, und ermöglicht aufgrund dessen, dass durch die Leiterseile und den Freileitungsmast elektrischer Strom fließt und diese erwärmt, eine zuverlässige Erkennung der Leiterseile und des Freileitungsmastes. Da bei Tageslicht die Gefahr besteht, dass Reflexionen von Sonnenstrahlen ein mittels der Wärmebildkamera erfasstes Messergebnis stark beeinflussen, wird bei Tageslicht die Kamera, welche beispielsweise als herkömmliche digitale Kamera ausgebildet ist, verwendet.
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Das Verfahren zeichnet sich erfindungsgemäß dadurch aus, dass in dem mittels der zumindest einen Kamera und/oder mittels der zumindest einen Wärmebildkamera erfassten Bild eine Kantendetektion durchgeführt wird. Weiterhin wird in einem Bild mit detektierten Kanten mittels einer Houghtransformation der folgende Freileitungsmast detektiert und es werden anhand aktiver Konturen die zwischen den Freileitungsmasten verlaufenden Leiterseile detektiert. Bei einer solchen Bildverarbeitung und -auswertung sind der Freileitungsmast und die Leiterseile unabhängig von eine Erfassungsqualität der Bilder beeinflussenden Umgebungsbedingungen besonders zuverlässig detektierbar.
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In einer möglichen Ausgestaltung des Verfahrens wird bzw. werden eine Windstärke und/oder eine Windrichtung und/oder eine Globalstrahlung und/oder zumindest eine Temperatur erfasst, wobei zumindest einer der erfassten Werte bei der Ermittlung des Leiterseildurchhangs berücksichtigt wird, so dass eine besonders exakte und zuverlässige Ermittlung desselben realisiert werden kann.
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In einer weiteren möglichen Ausgestaltung des Verfahrens wird anhand der Windstärke und/oder Windrichtung eine Schieflage der Leiterseile ermittelt und bei der Ermittlung des Leiterseildurchhangs berücksichtigt. Dies ermöglicht auch bei einer durch Wind verursachten Schieflage des entsprechenden Leiterseils eine besonders exakte und zuverlässige Ermittlung desselben.
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In einer weiteren möglichen Ausgestaltung des Verfahrens wird in Abhängigkeit einer anhand der Globalstrahlung ermittelten Umgebungshelligkeit bei Unterschreitung eines vorgegebenen Helligkeitswerts die Wärmebildkamera und/oder bei Überschreitung eines vorgegebenen Helligkeitswerts die Kamera aktiviert. Somit kann in Abhängigkeit einer Umgebungshelligkeit stets eine zuverlässige Bilderfassung und -auswertung und daraus folgend Ermittlung des Leiterseildurchhangs realisiert werden.
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Ausführungsbeispiele der Erfindung werden im Folgenden anhand von Zeichnungen näher erläutert.
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Darin zeigen:
- 1 schematisch einen Ausschnitt einer Freileitung im Bereich von zwei Freileitungsmasten und einem zwischen diesen verlaufenden Leiterseil sowie einem zwischen diesen verlaufenden Erdseil,
- 2 schematisch ein mittels einer Messvorrichtung erfasstes Bild, welches zwischen zwei Freileitungsmasten verlaufende Leiterseile und abschnittsweise einen Freileitungsmast zeigt,
- 3 schematisch ein aus dem Bild gemäß 2 mittels einer Kantendetektion erzeugtes weiteres Bild,
- 4 schematisch eine in dem weiteren Bild gemäß 3 zu suchende Form eines Freileitungsmastes,
- 5 schematisch das Bild gemäß 2 mit der in dieses projizierten Form eines Freileitungsmastes gemäß 4,
- 6 schematisch das weitere Bild gemäß 3 mit Initialkonturen von Leiterseilen,
- 7 schematisch das weitere Bild gemäß 6 mit aus den Initialkonturen ermittelten Konturen der Leiterseile,
- 8 schematisch das Bild gemäß 2 mit der in dieses projizierten Form des Freileitungsmastes und in dieses projizierten Konturen der detektierten Leiterseile gemäß 7,
- 9 schematisch eine Anordnung mit einem Eckstiel eines Freileitungsmastes, einem Energiewandler und einer Messvorrichtung und
- 10 schematisch eine Anordnung mit einer Freileitung und einer zentralen Recheneinheit.
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Einander entsprechende Teile sind in allen Figuren mit den gleichen Bezugszeichen versehen.
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1 zeigt einen Ausschnitt einer Freileitung 1 im Bereich von zwei Freileitungsmasten 2, 3 und einem zwischen diesen verlaufenden Leiterseil 4.1 sowie einem zwischen diesen verlaufenden Erdseil 5. Die Freileitung 1 umfasst entsprechend ihrer Länge weitere, nicht näher dargestellte Freileitungsmasten, zwischen welchen jeweils Abschnitte von in 2 näher dargestellten Leiterseilen 4.1 bis 4.n geführt sind.
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Die Freileitungsmasten 2, 3 sind jeweils mittels eines Fundaments 6, 7, umfassend jeweils eine nicht näher dargestellte Erdungsanlage, im Erdreich 8 befestigt.
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Ein Leiterseildurchhang ist abhängig von einer Temperatur des Leiterseils 4.1, welche maßgeblich von einem von dem Leiterseil 4.1 geführten Betriebsstrom und Umgebungsbedingungen, beispielsweise einer Umgebungstemperatur, beeinflusst wird. Dargestellt sind vorliegend ein Verlauf des Leiterseils 4.1 für einen kalten Zustand (durchgezogene Darstellung) und einen warmen Zustand (gestrichelte Darstellung) desselben.
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Weiterhin ist an dem Freileitungsmast 2, beispielsweise in mittlerer Höhe desselben, eine Messvorrichtung 9 mittels einer nicht näher dargestellten Befestigungseinheit befestigt.
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Die Messvorrichtung 9 umfasst eine Kamera 9.1, beispielsweise eine herkömmliche Digitalkamera, und eine Wärmebildkamera 9.2. Die Kamera 9.1 und die Wärmebildkamera 9.2 sind dabei derart ausgerichtet, dass diese zumindest abschnittsweise zwischen den Freileitungsmasten 2, 3 verlaufende Leiterseile 4.1 bis 4.n und zumindest abschnittsweise den unmittelbar folgenden Freileitungsmast 3 erfasst. Dabei sind die Kamera 9.1 und die Wärmebildkamera 9.2 derart ausgerichtet und ausgebildet, dass ein optisch tiefster Punkt P im kalten Zustand des jeweiligen Leiterseils 4.1 bis 4.n und ein optisch tiefster Punkt P' im warmen Zustand des jeweiligen Leiterseils 4.1 bis 4.n im Erfassungsbereich liegen.
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In einer möglichen Ausgestaltung ist an jedem Freileitungsmast 2, 3 der Freileitung 1 jeweils eine Messvorrichtung 9 angeordnet, welche wie oben beschrieben jeweils derart ausgerichtet sind, dass diese die zwischen den jeweiligen Freileitungsmasten 2, 3 verlaufenden Abschnitte der Leiterseile 4.1 bis 4.n und den jeweils unmittelbar folgenden Freileitungsmast zumindest abschnittsweise erfassen.
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Zu einer Kalibrierung und Justierung der Kamera 9.1 und Wärmebildkamera 9.2 sind am Freileitungsmast 3 Fixpunkte 10 für eine Streckenreferenz angeordnet.
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Mittels der Kamera 9.1 wird ein in 2 näher dargestelltes Bild B erfasst, wobei ein Raster über eine Optik der Kamera 9.1, beispielsweise eine Linse derselben, gelegt wird, damit das erfasste Bild B anhand der am gegenüberliegenden Mast angeordneten Fixpunkte 10 ausgerichtet werden kann, so dass die Kalibrierung und gegebenenfalls Justierung der Kamera 9.1 zumindest einmalig bei deren Installation und Montage erfolgen können.
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Zur Energieversorgung umfasst die Messvorrichtung 9 einen Energiewandler 11 oder ist mit diesem gekoppelt, wobei ein detailliertes mögliches Ausführungsbeispiel des Energiewandlers 11 in 11 dargestellt ist. Der Energiewandler 11 ist dabei ausgebildet, einen durch einen ebenfalls in 11 dargestellten Eckstiel 2.1 des Freileitungsmastes 2 fließenden Mastableiterstrom in elektrische Energie zur Versorgung der Messvorrichtung 9 zu wandeln.
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2 zeigt das Bild B, auf welchem die Leiterseile 4.1 bis 4.n und zumindest abschnittsweise der unmittelbar folgende Freileitungsmast 3 dargestellt sind.
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Bei entsprechenden Umgebungsbedingungen, beispielsweise grauem Himmel, heben sich der Freileitungsmast 3 und die Leiterseile 4.1 bis 4.n von dem aus den Umgebungsbedingungen resultierenden monotonen Hintergrund gut ab. Zu einer zuverlässigen Erkennung des Freileitungsmastes 3 und der Leiterseile 4.1 bis 4.n in dem Bild B umfasst die Messvorrichtung 9 eine Auswerteinheit 9.3, welche ausgebildet ist, in dem mittels der Kamera 9.1 erfassten Bild B eine Kantendetektion durchzuführen, in einem in 3 gezeigten Bild B' mit detektierten Kanten mittels einer Houghtransformation den Freileitungsmast 3 zu detektieren und in dem Bild B' mit den detektierten Kanten anhand aktiver Konturen K1 bis Kn die zwischen dem Freileitungsmasten 2, 3 verlaufenden Leiterseile 4.1 bis 4.n zu detektieren.
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In 3 ist das Bild B' mit den detektierten Kanten dargestellt. Das Bild B' zeigt somit lediglich die Kanten aller auf diesem dargestellten Objekte, das heißt insbesondere des Freileitungsmastes 3 und der Leiterseile 4.1 bis 4.n.
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Die 4 und 5 zeigen die Detektion des Freileitungsmastes 3 im Bild B mittels der so genannten Houghtransformation, wobei hierzu ausgehend von dem Bild B' mit den detektierten Kanten und einer hinterlegten Form F bzw. eines Musters des Freileitungsmastes 3 dieser in dem Bild B' mit den detektierten Kanten erkannt wird. In 5 ist die Form F des Freileitungsmastes 3 in das Bild B projiziert.
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Die 6 und 7 zeigen die Detektion der Leiterseile 4.1 bis 4.n. Diese Detektion wird unter Nutzung so genannter aktiver Konturen K1 bis Kn, auch als Snakes bezeichnet, durchgeführt, wobei 6 das Bild B' mit den detektierten Kanten und Initialkonturen 11 bis In der Leiterseile 4.1 bis 4.n zeigt. 7 zeigt das Bild B' mit den detektierten Kanten und aus den Initialkonturen 11 bis In mittels Minimierung einer Energiefunktion ermittelten Konturen K1 bis Kn der Leiterseile 4.1 bis 4.n.
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In 8 ist das Bild B dargestellt, in welches die Form F des Freileitungsmastes 3 und die Konturen K1 bis Kn der Leiterseile 4.1 bis 4.n projiziert sind.
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Da Werte, wie beispielsweise Entfernung der Kamera 9.1 zum gegenüberliegenden Freileitungsmast 3, Abmessungen des Freileitungsmastes 3und eine Lage des maximalen Leiterdurchhangs in horizontaler Ebene, d. h in der Mitte der Strecke zwischen den Freileitungsmasten 2, 3 bekannt sind, kann nach der Detektion des Freileitungsmastes 3 und der Leiterseile 4.1 bis 4.n im Bild B über eine Triangulation eine Höhe des niedrigsten Leiterseilpunktes bestimmt werden.
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Da durch die Leiterseile 4.1 bis 4.n und den Freileitungsmast 3 ein elektrischer Strom fließt und diese erwärmt, sind diese bei Dunkelheit, beispielsweise in der Nacht, mittels der Wärmebildkamera 9.2 gut zu erkennen. Bei Helligkeit, beispielsweise am Tag, würden Reflexionen von Sonnenstrahlen das Messergebnis der Wärmebildkamera 9.2 stark beeinflussen. Aus diesem Grund erfolgt die Detektion des Freileitungsmastes 3 und der Leiterseile 4.1 bis 4.n bei Umgebungsbedingungen mit ausreichender Helligkeit wie zuvor beschrieben anhand mittels der Kamera 9.1 erfasster Bilder B und bei Dunkelheit anhand mittels der Wärmebildkamera 9.2 erfasster Bilder B. Die Detektion des Freileitungsmastes 3 und der Leiterseile 4.1 bis 4.n in mittels der Wärmebildkamera 9.2 erfassten Bildern B erfolgt dabei analog zu der zuvor beschriebenen Detektion in mittels der Kamera 9.1 erfassten Bildern B.
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Zusätzlich zur optischen Messung des Leiterseildurchhangs werden mittels einer nicht näher dargestellten Anzahl von Sensoren der Messvorrichtung 9 eine Windstärke, eine Windrichtung, eine Globalstrahlung und/oder zumindest eine Temperatur erfasst.
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Diese äußeren Einflussgrößen beeinflussen eine Wärmeabgabe der Leiterseile 4.1 bis 4.n, so dass anhand der erfassten Werte der Einflussgrößen eine zusätzliche Wärmedehnung bei kurzzeitig höherer Strombelastung der Leiterseile 4.1 bis 4.n ermittelt werden kann. Dies ermöglicht einem Netzbetreiber, einzelne Leiterseile 4.1 bis 4.n zumindest kurzzeitig wesentlich stärker elektrisch zu belasten, ohne dass diese einen vorgegebenen Maximaldurchhang überschreiten. Bei Leitungsumschaltungen oder Fehlern, bei denen Ausweichleitungen benötigt werden, ist dies von besonderem Vorteil.
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Weiterhin kann anhand der Windstärke und/oder Windrichtung eine Schieflage der Leiterseile 4.1 bis 4.n ermittelt und bei der Ermittlung des Leiterseildurchhangs berücksichtigt werden.
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Auch kann die Höhe der Globalstrahlung als Indikator verwendet werden, wann zwischen der Kamera 9.1 und der Wärmebildkamera 9.2 umgeschaltet wird.
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Bei sehr niedrigen Temperaturen und Niederschlag besteht die Möglichkeit, dass sich um das Leiterseil 4.1 bis 4.n ein Eisbelag ausbildet. Durch das dadurch entstehende zusätzliche Gewicht wird das entsprechende Leiterseil 4.1 bis 4.n gedehnt. Wenn dies in sehr starkem Maße passiert, kann es zum Reißen der Leiterseile 4.1 bis 4.n kommen. Ein Netzbetreiber kann diese Vereisung der Leiterseile in der Regel jedoch nicht erfassen. Aufgrund der Erfassung einer Umgebungstemperatur und der optischen Ermittlung des Leiterseildurchhangs können beide Größen verglichen werden. Wenn der ermittelte Leiterseildurchhang nicht mit einem Betriebsstrom und den Umgebungsbedingungen, insbesondere der Umgebungstemperatur, korreliert, beispielsweise bei Auftreten eines großen Leiterseildurchhangs bei geringem Betriebsstrom und geringer Umgebungstemperatur, kann auf Eislasten an den Leiterseilen 4.1 bis 4.n geschlossen werden. Eine Leittechnik kann dann den Betriebsstrom durch die betreffenden Leiterseile 4.1 bis 4.n erhöhen und diese somit enteisen.
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Des Weiteren können beispielsweise mit einfachen Infrarot-Temperatursensoren Temperaturen an Armaturen des Freileitungsmastes 2, 3, an welchen die Leiterseile 4.1 bis 4.n befestigt sind, gemessen werden. An dort vorhandenen Verschraubungen bilden sich leichte Engstellen, an welchen häufig so genannte Temperaturhotspots auftreten, welche jedoch keinen Einfluss auf den Leiterseildurchhang haben. Jedoch beeinflussen diese eine Materialfestigkeit. Aus diesem Grund ist vorgesehen, die Armaturen zu überwachen, um auf eine unzulässige Erhöhung der Leitertemperatur reagieren zu können. Das Problem des schwer zu bestimmenden Emissionsverhältnisses, welches aufgrund einer sich ständig ändernden Oxidationsschicht zustande kommt, ist hier nicht vorhanden, da die Armaturen im Allgemeinen aus feuerverzinktem Stahl und nicht wie die Leiterseile 4.1 bis 4.n aus Aluminium gebildet sind.
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9 zeigt eine Anordnung mit einem Eckstiel 2.1 des Freileitungsmastes 2, einem Energiewandler 11 und der Messvorrichtung 9.
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Wie jeder Stromfluss bewirkt auch der Betriebsstrom in den Leiterseilen 4.1 bis 4.n ein Magnetfeld. Dieses Magnetfeld durchsetzt eine Leiterschleife aus Erdseil 5 und Erde und induziert dort eine Spannung. Da das Erdseil 5 leitfähig mit den Freileitungsmasten 2, 3 und diese über ihre Erdungsanlagen leitfähig mit dem Erdreich 8 verbunden sind, treibt die induzierte Spannung einen Strom durch das Erdseil 5, die Freileitungsmasten 2, 3 und das Erdreich 8. Diese Ströme können bis zu mehrere Ampere pro Eckstiel 2.1 betragen.
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Aus diesem Grund arbeitet der Energiewandler 11 nach dem Prinzip eines Stromwandlers und umfasst einen Eisenkern 11.1, welcher abschnittsweise den Eckstiel 2.1 des Freileitungsmastes 2 umgibt. Weiterhin umfasst der Energiewandler 11 eine den Eisenkern 11.1 zumindest abschnittsweise umgebende elektrische Spule 11.2, mittels welcher eine Wechselspannung ΔU erzeugt wird. Diese Wechselspannung ΔU wird mittels eines Gleichrichters 11.3 gleichgerichtet. Der Gleichrichter 11.3 ist mit einem Energiespeicher 11.4, beispielsweise einem Akkumulator, gekoppelt, in welchem elektrische Energie gespeichert wird. Mit diesem Energiespeicher 11.4 ist über eine Anschlusseinheit 11.5 wiederum die Messvorrichtung 9 elektrisch gekoppelt.
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Da die Freileitungsmasten 2, 3 im Gegensatz zu den Leitungsseilen 4.1 bis 4.n nahezu Erdpotenzial besitzen, müssen keine besonderen Schutzvorkehrungen getroffen werden, um das Magnetfeld des Mastableitstromes zur Energiegewinnung zu nutzen. Der Energiewandler 11 kann jederzeit montiert oder gewartet werden, ohne dass die Freileitung abgeschaltet werden muss.
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Um auch bei geringen Mastableiterströmen ausreichend elektrische Energie zur Versorgung der Messvorrichtung 9 zur Verfügung zu haben, umfasst der Energiewandler 11 in einer möglichen Ausgestaltung zusätzlich einen so genannten Maximum-Power-Point-Tracker, um aus dem gegebenen Mastableiterstrom die maximale elektrische Energie zu erzeugen.
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Um zu vermeiden, dass die Messvorrichtung 9 und der Energiewandler 11 bei Blitzeinschlägen in den Freileitungsmast 2, 3 oder Netzfehlern, bei denen ein sehr hoher Strom durch den Freileitungsmast 2, 3 fließt, beschädigt werden, ist der Eisenkern 11.1 derart dimensioniert, dass dieser bei Überschreiten einer vorgegebenen Stromobergrenze in Sättigung geht und somit die Energieübertragung stark eingeschränkt ist. Weiterhin kann der Energiewandler 11 für unterschiedliche Umgebungsbedingungen, beispielsweise unterschiedliche Einkopplungen, Erderwiderstände usw., unterschiedlich dimensioniert sein.
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10 zeigt eine Anordnung mit einer Freileitung 1 und einer zentralen Recheneinheit 12.
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Um ein gesamtheitliches Freileitungsmonitoring zu ermöglichen, wird jede dezentral erhobene Information an die zentrale Recheneinheit 12 übertragen. Die Weiterleitung erfolgt durch energieeffiziente und zuverlässige Kommunikationsvorrichtungen 13, welche auch im Betrieb der Freileitung 1 nachrüstbar sind. Da die Messvorrichtungen 9 an den Freileitungsmasten 2,3 14 bis 16 weder elektrifiziert sind noch Datenleitungen vorhanden sind, wird eine drahtlose Kommunikation verwendet.
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Eine Reichweite bis zur zentralen Recheneinheit 12 erreicht Entfernungen, die mit der einer gesetzlich vorgegebenen Sendeleistung von beispielsweise 10 mW ERP von jedem Freileitungsmast 2,3 14 bis 16 nicht erreichbar sind. Abstände zwischen den Freileitungsmasten 2,3 14 bis 16 betragen jeweils durchschnittlich zwischen 300 m und 450 m. Solche Entfernungen sind mit freier Sicht überbrückbar. Somit kann eine Nachricht von Freileitungsmast 2,3 14 bis 16 zu Freileitungsmast 2,3 14 bis 16 weitergereicht werden, bis sie ihr Ziel erreicht.
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Diese Form der Datenübertragung wird als Multihop-Kommunikation bezeichnet. Da Multihop jedoch die Reaktionsgeschwindigkeit des Netzwerks mit jedem Sprung senkt, erfolgen die Erfassung, Verarbeitung sowie die Übertragung der aufgenommenen Daten in Echtzeit. Um dies zu erreichen, muss eine Meldung bestenfalls zu jedem Moment gesendet und empfangen werden. Um dabei einen Energieverbrauch der Kommunikationsvorrichtungen 13 zu reduzieren, werden passive Bauelemente verwendet, welche nur dann geweckt werden, wenn diese gebraucht werden.
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Zur Realisierung erhöhter Sicherheit bei der Datenübertragung in den drahtlosen Netzwerken erfolgt eine Schaffung von Vertraulichkeit, Integrität, Authentizität, Verfügbarkeit und Data-Freshness insbesondere gemäß „Khan, Shafiullah (2016): Wireless Sensor Networks: CRC Presssicherstellen“ [17]. Dabei sind Vertraulichkeit, Integrität und Authentizität durch die Statik der Messpunkte im Netzwerk realisierbar, denn die größte Sicherheitsproblematik in drahtlosen Sensornetzwerken ist der Austausch von Codierungsschlüsseln. Diese können in statischen Systemen vorab und nicht erst ad hoc ausgetauscht werden.
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Jedoch muss auch eine hohe Zuverlässigkeit bei der Datenübertragung realisiert werden. Da die Freileitung 1 jedoch einen linearen Aufbau aufweist, kann bei einem Ausfall einer drahtlosen Verbindung zu einem Freileitungsmast 2,3 14 bis 16 alle dahinter liegenden Freileitungsmasten 2,3 14 bis 16 nicht mehr mit der zentralen Recheneinheit 12 kommunizieren. Denn jeder Knoten im Netzwerk kennt seinen Nachbarn und hat im Regelfall nur einen. Dieses Zuverlässigkeitsproblem wird durch Redundanz und/oder Self-Healing-Mechanismen und/oder zusätzlichen Kommunikationspfaden entlang der Freileitung 1 gelöst.
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Das Self-Healing findet dreistufig statt. Erst wird versucht, den ausgefallenen Freileitungsmast 2,3 14 bis 16 bei der Kommunikation zu überspringen. Die Distanz für einen „Hop‟ verdoppelt sich. Je nach Umgebungsparametern kann diese zusätzliche Entfernung durch die verwendete Funktechnik überwunden werden. Sollte die erste Stufe scheitern, so wird in der zweiten Stufe der Datenfluss umgekehrt. Es wird über ein Portal 17, 18 eines Umspannwerks mit der zentralen Recheneinheit 12 kommuniziert, welches sich weiter weg befindet. Führt auch die zweite Stufe nicht zum Erfolg, wird in der dritten Stufe ein zusätzlicher Kommunikationspfad aufgebaut. Für die Erhöhung der Zuverlässigkeit des Gesamtsystems werden Freileitungsmasten 2,3 14 bis 16, die einen Zugang zum Mobilfunknetz 19 haben, auch mit einer entsprechenden Technik ausgestattet, um jederzeit eine Kommunikation über das Mobilfunknetz 19 zur zentralen Recheneinheit 12 sicherzustellen. Hierbei erfolgt die Kommunikation beispielsweise mittels des Mobilfunkstandards „GSM“.
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Bezugszeichenliste
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- 1
- Freileitung
- 2
- Freileitungsmast
- 2.1
- Eckstiel
- 3
- Freileitungsmast
- 4.1 bis 4.n
- Leiterseil
- 5
- Erdseil
- 6
- Fundament
- 7
- Fundament
- 8
- Erdreich
- 9
- Messvorrichtung
- 9.1
- Kamera
- 9.2
- Wärmebildkamera
- 9.3
- Auswerteeinheit
- 10
- Fixpunkte
- 11
- Energiewandler
- 11.1
- Eisenkern
- 11.2
- Spule
- 11.3
- Gleichrichter
- 11.4
- Energiespeicher
- 11.5
- Anschlusseinheit
- 12
- zentrale Recheneinheit
- 13
- Kommunikationsvorrichtung
- 14
- Freileitungsmast
- 15
- Freileitungsmast
- 16
- Freileitungsmast
- 17
- Portal
- 18
- Portal
- 19
- Mobilfunknetz
- B, B'
- Bild
- F
- Form
- 11 bis In
- Initialkontur
- K1 bis Kn
- Kontur
- P, P'
- Punkt
- ΔU
- Wechselspannung
