DE69738391T2 - Verfahren und Vorrichtung zur Übertragung von elektrischer Leistung über eine Verbindung - Google Patents

Verfahren und Vorrichtung zur Übertragung von elektrischer Leistung über eine Verbindung Download PDF

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Description

  • Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren und ein System zum Transportieren elektrischen Leistung in eine Verbindung, im Besonderen ein Verfahren und ein System für die Analyse des Status einer Übertragungsverbindung einer elektrischen Leistung bzw. Energie und die relevante Nennstromfähigkeitssteuerung.
  • Für die Zwecke der vorliegenden Erfindung meint eine Übertragungsverbindung einer elektrischen Leistung ein System, das eine Einrichtung enthält, die einen elektrischen Strom von einer Quelle, wie beispielsweise einem Generator, zu einem Benutzer trägt, wie beispielsweise einer Stadt, einer Fabrik, oder einer anderen Art einer Einheit, die die Lieferung elektrischen Leistung bzw. Energie erfordert; diese einen elektrischen Strom tragenden Einrichtungen enthalten elektrische Kabel, elektrische Leiter, wie beispielsweise Oberleitungen, Zubehör dafür, wie beispielsweise Zusammenfügungen (Joints), Abschlüsse, Kopplungen usw., die zum Bereitstellen der erforderlichen Energietransportfähigkeit angeordnet sind.
  • Im Allgemeinen enthält die Verbindung Komponenten, die bei einer hohen oder sehr hohen Spannung (im Allgemeinen von 10 bis 500 kV) arbeiten.
  • Die Leiter- und Isolationsbetriebstemperatur von Kabeln, Zubehör und ähnlichen Komponenten der Verbindung ist ein kritischer Faktor, der die Lasttragefähigkeit einer Verbindung begrenzt.
  • Eine übermäßig hohe Betriebstemperatur kann entweder einen plötzlichen Ausfall oder eine vorzeitige Alterung des Kabels oder Zubehörs im Besonderen aufgrund der Verschlechterung des darin verwendeten Isolationsmaterials, im Allgemeinen von einer Polymernatur, verursachen.
  • Die Kabel- und Zubehörarbeitstemperatur wird hauptsächlich durch die in dem Kabel oder Zubehör durch den transportierten elektrischen Strom erzeugte Hitze und durch die Hitzeabstrahlungsfähigkeit der Umgebung bestimmt.
  • Die Umgebungsbedingungen des Kabels und des Zubehörs können einer zeitlichen Veränderung unterworfen sein. Die Änderung kann sowohl aufgrund von menschlichen Handlungen in der Nähe des Kabels als auch aufgrund von saisonalen Bedingungen geschehen.
  • Kabel und Zubehör und die damit verknüpfte Verbindungslasttragefähigkeit werde im Allgemeinen mit pessimistischen Annahmen hinsichtlich der Betriebsumgebung entworfen.
  • Im Besonderen basiert die Lasttragefähigkeit einer Verbindung auf den schlechtesten Bedingungen, die vernünftiger Weise über die Lebensdauer der in der Verbindung verwendeten Kabel und des Zubehörs erwartet werden können.
  • Aus diesem Grund arbeiten sie normalerweise deutlich unterhalb von Sicherheitstemperaturgrenzen und folglich ist der Nennstrom in der Verbindung im Allgemeinen begrenzter, als es tatsächlich machbar wäre.
  • Darüber hinaus ist es angesichts der zunehmenden Energieanforderungen häufig wünschenswert, die Kabelverbindungsverwendung mit einer Reduzierung der Sicherheitsspannen, die aktuell angewendet werden, zu erhöhen, um die Verbindungskomponenten nicht zu überlasten oder zu überhitzen.
  • Die europäische Patentanmeldung EP 0 466 155 betrifft ein System zum Erfassen eines Ortes eines auftretenden Problems einer Kabelverbindung einer elektrischen Leistung durch Verwendung eines Temperatursensors vom Verteilungstyp und im Besonderen einen Temperatursensor vom Verteilungstyp für eine optische Faser mit Raman-Rückstreuung.
  • In dem Artikel von S. T. Larsen, C. L. Ong-Hal, P. L. Stephenson mit dem Titel "Cable ratings methods applied to real time cable system monitor", I. E. E. Conference an Power Cables, 23.–25. November 1993, wird eine Kabelsystemüberwachungseinheit (CSM, cable system monitor) beschrieben. Die CSM stellt dauerhafte und überlastmäßige thermische Auslegungen von Kabeln auf der Grundlage von Systemmessungen und einer thermischen Echtzeitmodellierung bereit, und befähigt die Steueringenieure, die vorliegende Systemsicherheit einzuschätzen und den Systembetrieb für den nächsten Tag oder möglicherweise die folgende Woche zu planen.
  • Das System stellt eine Auslegungseinschätzung bereit, die bis zu fünf möglicherweise begrenzende Kabelabschnitte darstellt. Der Technik zum Verwenden verteilter Temperatursensorinstrumente, die optische Fasersensoren verwenden, wird nachgesagt, auf neuen Kabelinstallationen anwendbar zu sein, sobald dieses durch Betriebsversuche bewiesen worden ist; auf diese Weise können präzise Anfangsbedingungen für die Berechnung eingerichtet werden.
  • Der Anmelder hat beobachtet, dass das in diesem Dokument beschriebene System auf der Grundlage vorbestimmter Daten arbeitet und nicht Umgebungsänderungen erfassen oder auf diese reagieren kann, wie beispielsweise eine nicht erwartete Änderung in den thermischen Transporteigenschaften der Umgebung um das Kabel herum oder dergleichen.
  • Das Patent US 4 728 887 offenbart ein System zum Bestimmen der Stromtragefähigkeit einer oder mehrerer Freileitungsübertragungsleitungen, das einen oder mehrere Abschnitte jeder Leitung auf Echtzeitbasis überwacht und den Abschnitt mit der niedrigsten Stromtragefähigkeit identifiziert, der wiederum die maximale Kapazität der gesamten Leitung bestimmt. Der thermische Zustand jedes überwachten Leitungsabschnitts wird durch Messen der Leitertemperatur, des Leitungsstroms, der Solarabstrahlung, der Umgebungstemperatur, und in manchen Fällen der Windgeschwindigkeit und Windrichtung bestimmt. Diese Parameter werden durch eine Sensor-Übertrager-Einheit überwacht, die entfernbar auf dem Leitungsleiter geklemmt sein kann, der größenmäßig von einem bis zu einigen Zoll umfassen kann, und enthält einen Funkübertrager zum Übertragen gefühlter Daten an eine Empfangsunterstation. Die Daten von dem Sensor-Übertrager werden gemultiplext und durch eine Telekommunikationsverbindung an einen Computer übertragen, der automatisch die Leitungskapazität mit Verwendung der Echtzeitdaten bestimmt und außerdem die Zeit berechnet, die für den "kritischen Abschnitt" mit der niedrigsten Stromkapazität erforderlich ist, um ihre maximale sichere Temperatur zu erreichen, auf Grundlage von irgendeiner von einer Anzahl von Schrittänderungen im Lastbedarf.
  • Gemäß der vorliegenden Erfindung hat der Anmelder das Problem entdeckt, sich unerwarteten anormalen Bedingungen in der Übertragungsleitung während des Betriebs der Verbindung selbst zu stellen, und zusätzlich das thermische Evaluierungsmodell rechtzeitig auf diese unerwarteten Bedingungen der Übertragungsleitung umzudefinieren, um ihre Momentanlasttragefähigkeit zu bestimmen.
  • Gemäß der vorliegenden Erfindung wurde herausgefunden, dass es möglich ist, durch Bekommen der Information über die Momentanbetriebsparameter der Verbindung, die mit dem darin getragenen Strom verknüpft sind, und über die vergangenen Werte dieser Parameter, die tatsächliche und die erwartete Betriebsbedingung der Verbindung mit hoher Genauigkeit zu bestimmen und eine Regulierungshandlung zu bewirken, wenn erforderlich, in Zuordnung zu einem Sicherheitswert, der beträchtlich näher an dem maximal annehmbaren Wert für die kritischen Komponenten der Verbindung ist.
  • Außerdem wurde herausgefunden, dass eine effektive Steuerung des in der Verbindung getragenen elektrischen Stroms, so dass die maximale Lasttragefähigkeit verwendet wird, wenn erforderlich, getätigt werden kann, indem die Verbindung während des Betriebs in eine nicht vorbestimmte Anzahl von Segmenten und Subsegmenten aufgeteilt wird, in Antwort auf mögliche unerwartete Umgebungsänderungen, die den Betrieb der Verbindung beeinflussen, wenn sie rechtzeitig erfasst werden. Es wurde wahrgenommen, dass dieses durch die Verwendung einer Anzahl von Sensoren, im Besonderen Temperatursensoren, getan werden kann, wenn diese Sensoren in einer größeren Anzahl als die Anzahl von Subsegmenten vorliegen, so dass wenigstens ein Sensor immer mit einem Subsegment verknüpft sein kann. Es wurde ferner wahrgenommen, dass für die Zwecke der vorliegenden Erfindung die durch die Sensoren gefühlte Temperatur mit dem aktuellen Stromwert in der Verbindung zu korrelieren ist.
  • Parallel ist wahrgenommen worden, dass ein Temperatursensor in der Form eines länglichen Elementes, wie beispielsweise eine optische Faser, das entlang eines Kabels in einer vorbestimmten Radialposition hinsichtlich seines Leiters gelegt ist, als eine Vielzahl von Sensoren verwendet werden kann, deren Anzahl der Kabellänge geteilt durch die Instrumentlängsauflösung gleicht. Wenn beispielsweise diese Auflösung von der Größenordnung eines Meters ist, ist die Anzahl der Sensoren, die mit einem Kabel von einem Kilometer Länge verknüpft sind, in der Größenordnung von Eintausend (d. h., ein Sensor für jeden Meter des Kabels). Die Fähigkeit zur Segmentierung der Verbindung oder des Kabels für die Zwecke der vorliegenden Erfindung wird dementsprechend bestimmt.
  • Gemäß einem Aspekt betrifft die vorliegende Erfindung ein Verfahren zum Transportieren elektrischer Leistung bzw. Energie in einer Stromleitungsverbindung wie in Anspruch 1 definiert. Bevorzugte Ausführungsformen sind in den abhängigen Ansprüchen 2–20 definiert.
  • In einem zweiten Aspekt verweist die vorliegende Erfindung auf ein System zum Transportieren elektrischer Leistung wie in Anspruch 21 definiert. Bevorzugte Ausführungsformen sind in den abhängigen Ansprüchen 22–28 definiert.
  • Weitere Details werden aus der folgenden Beschreibung mit Verweis auf die begleitenden Zeichnungen ersichtlich werden.
  • 1 ist ein Diagramm eines Systems gemäß der vorliegenden Erfindung.
  • 2 ist ein Diagramm einer Einzelheit des Systems gemäß der vorliegenden Erfindung.
  • 3 ist ein Diagramm der Elaborationsmodule gemäß der vorliegenden Erfindung.
  • 4 ist eine schematische Darstellung eines Kabels mit seinen Sensoren und seinem Temperaturprofil.
  • 5 ist eine schematische Darstellung eines Kabelabschnitts, der in eine mit einem thermischen Sensor verknüpfte Umgebung gelegt ist.
  • 6 ist ein Diagramm, das eine Darstellung eines Verhaltens eines bestimmten Teils eines Kabelsegments zeigt.
  • In 1 ist eine schematische Ansicht eines Systems für die Verwaltung einer Nennstromfähigkeit in Energieübertragungsverbindungen gemäß der vorliegenden Erfindung gezeigt. Eine Energieübertragungsverbindung kann als ein Teil eines Energieübertragungsnetzes betrachtet werden und kann aus Kabeln und Kabelzubehör wie Zusammenfügungen (Joints), Abschlüssen, Verzweigungen usw. zusammengesetzt sein. In 1 sind aus Argumentgründen nur wenige Kabel C1 bis C8 gezeigt, die miteinander mit Zusammenfügungen J1 bis J11 verbunden sind.
  • Das System enthält eine Fernsteuereinheit RU, die durch Datenübertragungsverbindungen L1 bis L3 mit Lokalsteuereinheiten LC1 bis LC3 (in dem System sind drei als Beispiel gezeigt) verbunden sind, die jeweilige unterschiedliche Teile der Leistungsübertragungsverbindungen steuern. Wenn die Lokalsteuereinheiten LC1 bis LC3 zweckgemäß in der Nähe eines Leistungsverbindungsknotens platziert sind, können einige Leitungen zusammen überwacht werden. Im Allgemeinen können einige zehn Kilometer durch jede der Lokalsteuereinheiten LC1 bis LC3 überwacht werden.
  • Jede Lokalsteuereinheit LC1 bis LC3 ist mit jeweiligen Datenakquisitions- und Treibereinheiten DAD1 bis DAD3 verbunden. Solche Datenakquisitions- und Treibereinheiten DAD1 bis DAD3 sind mit einer Vielzahl jeweiliger Sensoren und Aktoren verbunden, die allgemein mit SA1 bis SA3 angegeben sind. Die Sensoren und Aktoren SA1 bis SA3 können sich an unterschiedlichen Positionen befinden: das heißt innerhalb, auf der Oberfläche oder in der Nähe der Kabel C1 bis C3 und der Zusammenfügungen J1 bis J11.
  • Die Datenakquisitions- und Treibereinheiten DAD1 bis DAD3 empfangen und liefern Signale von den/an die Sensoren und Aktoren SA1 bis SA3, um die Kabel C1 bis C8 und die Zusammenfügungen J1 bis J11 unter Steuerung zu halten.
  • In 2 ist eine Einzelheit des Systems für die Verwaltung einer Stromauslegungsfähigkeit in Energieübertragungsverbindungen gemäß der vorliegenden Erfindung gezeigt. In 2 ist es möglich, die in bereits in 1 gezeigten Hauptblöcke zu sehen.
  • Aus Argumentgründen gibt in der vorliegenden Beschreibung der Begriff Kabel sowohl die Kabel selbst als auch das Kabelzubehör wie Zusammenfügungen, Abschlüsse, Verzweigungen usw. an, die in den Energieübertragungsverbindungen zu verwenden sind.
  • 2 fasst aus Argumentgründen eine einzelne Verbindung ins Auge. Die Verbindung kann viele Längen oder Segmente des Kabels von CS1 bis CS7 enthalten, jedes kann aus einer unterschiedlichen Art von Kabeln zusammengesetzt sein und/oder in vielen unterschiedlichen Konfigurationen gelegt sein, z. B. in der Luft, direkt vergraben, in unterirdischen Führungen und Röhren, unter Aufschüttungen usw..
  • Die Verbindung wird deshalb schematisch betrachtet, um sie als eine Zusammensetzung sequentieller Längen oder Segmente von CS1 bis CS7 zu betrachten, von denen jedes gewählt ist, um mit einem geeigneten allgemeinen thermischen Verhalten beschrieben zu werden. Zusammenfügungen J1 bis J11 und irgendein anderer Teil der Kabel C1 bis C8, die ein deutliches thermisches Verhalten zeigen, sind selbst als Längen oder Segmente der Verbindung definiert.
  • Lokale Sensoren S1 bis S6 enthalten Strom-, Spannung-, Temperatur- und andere Betriebsparametersensoren. Die Art und die Anzahl der Sensoren hängen von der bestimmten lokalen Installation ab.
  • Sie werden an wohlbekannten Orten installiert, wie beispielsweise innerhalb der Verbindungselemente, auf deren Oberfläche oder in der Nähe der Leistungsverbindungen, Zusammenfügungen, kritischen Längen usw., um sämtliche relevanten Betriebsparameter der Verbindung zu überwachen, für die ein spezifischer Wert des relevanten Prozessparameters erforderlich ist.
  • Da im Besonderen die Evaluierungen hauptsächlich einen Bezug zu dem thermischen Status und Verhalten der Energieübertragungsverbindungen haben, wird den Temperaturakquisitionen eine Relevanz gegeben; jedoch können beispielhaft die Erdfeuchtigkeit, die Luftgeschwindigkeit in einer Freiluftinstallation und/oder Tunneln, die Kühlerflussrate und Pumpgeschwindigkeiten, in Installationen mit Zwangskühlung, der mechanische Versatz oder die Belastung gemessen werden. Sämtliche relevanten lokalen Sensoren S1 bis s6, im Allgemeinen vom Analogtyp, werden an eine Digitaleingabedaten-Akquisitionseinheit DAU geliefert, wo sie passender Weise in die Digitalform umgewandelt werden. Die digitalisierten Daten, die jedem der lokalen Sensoren S1 bis S6 entsprechen, werden an eine lokale programmierbare Logiksteuereinheit PLC transferiert.
  • Die Digitaleingabedaten-Akquisitionseinheit DAU und die lokale programmierbare Logiksteuereinheit PLC sind in der Datenakquisitions- und Treibereinheit DAD enthalten.
  • Ein verteilter Sensor DS wird zum Sammeln einer verteilten Information über manche Eigenschaften der Verbindungen verwendet. Im Besonderen wird ein bestimmter Temperatursensor DS, der eine optische Faser als Sensor verwendet, passender Weise verwendet.
  • Solch eine optische Faser befindet sich vorzugsweise in einer Position, um fähig zu sein, die durch den Energieübertragungsverbindungsbetrieb induzierten Temperaturvariationen passend zu überwachen.
  • Er bzw. sie kann linear entlang der Verbindung gelegt sein, sowohl innerhalb als auch außerhalb des Kabels wie in Nachrüstungen, er bzw. sie kann spiralförmig innerhalb oder auf der Kabeloberfläche gewickelt sein, oder in seiner bzw. ihrer Nähe oder kann auf irgendeine andere vorteilhafte Weise platziert sein.
  • Vorzugsweise ist die optische Faser in der Kabelstruktur aufgenommen, in dichter Nähe zu der Kabelisolierung, unter dem Kabelaußenmantel; passender Weise ist die Faser in einer Schutzstruktur aufgenommen, wie beispielsweise einer Metallröhre.
  • Alternativ ist die optische Faser passender Weise in einer Schutzumhüllung platziert, ist um das Kabel spiralförmig gewickelt oder ist in demselben Graben oder dergleichen unabhängig verlegt.
  • Beispiele von Kabeln, die eine optische Faser enthalten, sind in dem europäischen Patent EP 0 203 249 beschrieben.
  • Dass Temperaturfühlprinzip ist die wohlbekannte optische Zeitbereichs-Refiektometrie OTDR, die die Raman-Rückstreuung misst.
  • Wenn ein Laserpuls in eine Faser injiziert wird, wird das Auflicht zu einem geringen Teil zurückgestreut. Das gestreute Lichtspektrum wird durch eine Raleigh-Streuung dominiert, aber es enthält auch kleine Beiträge einer Raman-Streuung, deren Anti-Stokes-Komponente mit der lokalen Temperatur korreliert ist. Da die Raman-Streuung aufgrund der thermischen Vibration der Molekularstruktur der optischen Faser auftritt, hängt ihre Intensität stark von der Temperatur der optischen Faser ab. Die Raman-Streuung kann erfasst werden, weil sie eine von dem Auflicht bzw. einfallenden. Licht unterschiedliche Wellenlänge hat.
  • Die Temperaturmessung wird durch die Messung der Amplitude der zurückgestreuten Anti-Stokes-Spitzen durchgeführt. Die Amplitude hängt von der Temperatur der Molekularstruktur ab, die das zurückgestreute Signal erzeugt hat, und, da sämtliche Stellen der optischen Faser ein zurückgestreutes Signal erzeugen, wenn durch den Laserpuls erreicht, ist sie eine Funktion der Zeit, was ein Temperaturprofil der Faser ergibt.
  • Die Rücklaufzeit des zurückgestreuten Signals gibt eine Angabe über die Distanz zwischen der Molekularstruktur der optischen Faser, die das zurückgestreute Signal erzeugt hat, und dem Ursprung des Laserpulses an. Es ist dann möglich, die Position (aus der gemessenen Zeit) und den Wert (aus der Amplitude) der lokalen Temperaturen entlang der Faser zu kennen.
  • Diese Technik ist beispielsweise aus dem Artikel von H. Kent, G. Bucea mit dem Titel "Distributed temperature sensing of high voltage cables – case studies from Sydney, Australia", CIGRE, Session 1992, bekannt.
  • Der verteilte Sensor DS ist mit einer verteilten Sensor-Akquisitionseinheit DSAU verbunden. Solch eine Einheit umfasst einen optischen Übertrager, einen optischen Empfänger und eine Signalverarbeitungsvorrichtung. Ein gepulstes Licht wird in der Faser übertragen. Die Pulswiederholfrequenz wird durch die Ausbreitungszeit in der Faser bestimmt. Das Rückkehrsignal muss über viele Pulse in Abhängigkeit von der Leistungseingabe und der erforderlichen Auflösung gemittelt werden, um den Rauschpegel zu reduzieren und die Dämpfung in der Faser zu kompensieren.
  • Das Signalverarbeitungssystem korreliert jeden Messwert mit dem jeweiligen Teilstück des Kabels und wandelt die Information in digitale Daten um.
  • Vorteilhafter Weise wird es bevorzugt, die Messungen mit Verwendung eines doppelseitigen Maßes zu bewirken.
  • In solch einer Betriebsbedingung sind beide Enden der als ein verteilter Sensor DS verwendeten optischen Faser mit der verteilten Sensor-Akquisitionseinheit DSAU verbunden, und zwei Messungen werden in Reihe von den zwei Enden ausgeführt.
  • Durch Lesen der rückgestreuten Signalpegel von beiden Enden ist es möglich (durch einfaches direktes Mitteln der Messwerte von jeder Stelle, die in den zwei Richtungen erhalten werden), alle nicht konstanten Dämpfungen zu eliminieren, wie in Spleißen oder einer konzentrierten Dämpfung entlang der Fasern.
  • Ferner ermöglicht es die Fähigkeit, es fortzusetzen, Messungen (mit einer niedrigeren Genauigkeit) auszuführen, sogar nach einer vereinzelten Unterbrechung einer der als verteilter Sensor DS verwendeten optischen Faser.
  • Selbst einseitige abgeschlossene Messungen können angewendet werden, wenn der genauere doppelseitig Betriebsmodus aus einem Grund nicht anwendbar ist.
  • Die Verwendung verteilter Sensoren ermöglicht es, Maße der Kabeltemperatur kontinuierlich entlang ihres Segments zu sammeln, ohne die Erfordernis, auf eine spezifische Position zuzugreifen, wie es bei lokalen Sensoren der Fall ist.
  • Die Ausgabedaten der verteilten Sensor-Akquisitionseinheit DSAU werden an die programmierbare Logiksteuereinheit PLC transferiert. Es ist auch möglich, sie direkt an die lokalen Verarbeitungseinheiten LPU oder die Ferneinheiten RU zu transferieren.
  • 2 zeigt nur eine Datenakquisitionseinheit DAU, eine Akquisitionseinheit für einen verteilten Sensor DSAU und eine lokale programmierbare Logiksteuereinheit PLC, aber einige solcher Einheiten und Steuereinheiten können in Abhängigkeit von der Anzahl der lokalen Sensoren S1 bis S6 und des verteilten Sensors DS und außerdem für Redundanzzwecke verwendet werden.
  • Der Wert des durch die Verbindung getragenen Stroms wird durch einen amperometrischen Wandler AT überwacht, der auch mit der Datenakquisitionseinheit DAU verbunden ist. Die Information über den Echtzeitwert des Stroms in die überwachte Verbindung kann dem System mittels anderer Einrichtungen, beispielsweise direkt von dem Energielieferanten, verfügbar gemacht werden.
  • Eine große Vielzahl von Ausgabevorrichtungen, Steuerglieder A1 bis A3 genannt, kann in das System implementiert werden. Diese Steuerglieder A1 bis A3 umfassen Schalten, Umleiten, Spannungs- und Stromsteuerung, Lüfter und Flussventile usw.. Diese Steuerglieder werden durch eine Steuereinheit einer elektrischen Energieleitung EPLC getrieben, die in der Datenakquisitions- und Treibereinheit DAD enthalten ist.
  • In 2 sind die programmierbare Logiksteuereinheit PLC und die Steuereinheit einer elektrischen Energieleitung EPLC als zwei unterschiedliche Blöcke gezeigt, aber sie können dieselbe Einheit sein, die beide Funktionen ausführt.
  • Die programmierbare Logiksteuereinheit PLC und die Steuereinheit einer elektrischen Energieleitung EPLC sind mit einem Nahbereichsnetzwerk LAN verbunden.
  • Eine lokale Verarbeitungseinheit LPU ist außerdem mit dem Nahbereichsnetzwerk LAN für eine lokale Elaboration verbunden. Ein Personalcomputer ist verwendet worden, aber es kann irgendeine Computerart verwendet werden.
  • Das Betriebssystem arbeitet vorzugsweise in einem Client-Server-Modus, was Multitask-Operationen ermöglicht.
  • Es ist selbstverständlich möglich, direkt die lokale Verarbeitungseinheit LPU zum Erzeugen von Steuereingabe- und Ausgabesignalen zu verwenden, so dass die programmierbare Logiksteuereinheit. PLC und die Steuereinheit einer elektrischen Energieleitung EPLC interne Schnittstellen der lokalen Verarbeitungseinheit LPU sein können.
  • Vorzugsweise kann eine lokale Reserveverarbeitungseinheit BLPU passender Weise mit dem Nahbereichsnetzwerk LAN für Redundanzzwecke verbunden sein.
  • Irgendeine für das System nützliche Art von Mehrzweckeinheiten kann mit dem Nahbereichsnetzwerk LAN verbunden sein, beispielsweise Ausgabevorrichtungen CD, wie beispielsweise Drucker oder Plotter, und Massendaten-Speicherungsvorrichtungen MSD. Sie werden im Allgemeinen durch die lokale Verarbeitungseinheit LPU getrieben.
  • Alle mit dem Nahbereichsnetzwerk LAN verbundenen Elemente arbeiten in einer Client-Server-Umgebung, um fähig zu sein, sämtliche Daten von den verbundenen Einheiten gemeinsam zu nutzen und zu übertragen. Ferneinheiten RU1 bis RU4 sind mit dem System durch ein Weitbereichsnetzwerk WAN verbunden.
  • Die Fernverbindung wird durch eine Einwählleitung DL oder eine Mietleitung LL durchgeführt. In 2 nicht gezeigte Funkverbindungen und optische Leitungsverbindungen können auch verwendet werden. Im Besonderen wird eine Verbindung sowohl von festen als auch von mobilen Ferneinheiten RU1 bis RU4 angenommen.
  • Im Besonderen sind drei Datenverarbeitungsschichten grundsätzlich in dem System betrachtet worden.
  • Selbstverständlich ist die Darstellung in drei Schichten des Berechnungsprozesses ein Beispiel: es kann in eine unterschiedliche Anzahl von Ebenen gemäß den Systemerfordernissen, der Komplexität und/oder Benutzeranforderungen reduziert oder aufgeteilt sein.
  • In der ersten Schicht empfängt die programmierbare Lokalsteuereinheit PLC Daten von der Datenakquisitionseinheit DAU und der Akquisitionseinheit für einem verteilten Sensor DSAU.
  • Sie prüft die Gültigkeit der empfangenen Daten, beispielsweise durch Vergleichen der empfangenen Daten mit einem möglichen Bereich zulässiger Werte, und sie kann deshalb eine mögliche Fehlfunktion eines Sensors erkennen.
  • Weitere Aktivitäten umfassen die Identifizierung mancher kritischer Daten jedes Segments gemäß zweckgemäßer Regeln, die später erläutert werden.
  • Die programmierbare Lokalsteuereinheit PLC transferiert ihre Daten an die lokale Verarbeitungseinheit LPU.
  • In derselben Schicht der programmierbaren Lokalsteuereinheit PLC gibt es die Steuereinheit einer elektrischen Energieleitung EPLC, die Steuerdaten in digitaler Form von der lokalen Verarbeitungseinheit LPU empfängt und diese digitalen Daten in Steuersignale für die Steuerglieder A1 bis A3 umwandelt.
  • In der zweiten Schicht empfängt die lokale Verarbeitungseinheit LPU Daten von der programmierbaren Lokalsteuereinheit PLC, überträgt Daten an die Steuereinheit einer elektrischen Energieleitung EPLC, kommuniziert mit den Ausgabevorrichtungen CD und Massendatenspeicherungsvorrichtungen MSD, die in dem Nahbereichsnetzwerk LAN verbunden sind, und kommuniziert mit den Fernbenutzern RU1 bis RU4.
  • Die lokale Verarbeitungseinheit LPU verarbeitet die empfangenen Daten, identifiziert kritische Daten jedes Segments und jeder Verbindung, führt eine Alarmerzeugung durch und speichert vergangene und Echtzeitdaten.
  • In der dritten Schicht sammeln Ferneinheiten RU1 bis RU4 Daten und verwalten eine Menge von lokalen Verarbeitungseinheiten LPU; sie können das vollständige System rekonfigurieren und Offline oder Online eine fortschrittliche Systemanalyse durchführen.
  • 3 zeigt ein Diagramm eines Beispiels der Elaborationsmodule gemäß der vorliegenden Erfindung.
  • 3 findet Anwendung auf das Beispiel der in jeder lokalen Verarbeitungseinheit LPU durchgeführten Operationen, die zum größten Teil der Berechnung berechtigt ist. Sämtliche allgemeinen Konzepte sind auch auf die programmierbaren Lokalsteuereinheiten PLC und Ferneinheiten RU anwendbar, wobei die relevantesten Unterschiede später erläutert werden.
  • In diesem Beispiel sind fünf Modularten innerhalb der gepunkteten Linien gezeigt: ein Eingabemodul IM, ein Datenanalysemodul DAM, ein Ausgabemodul OM, ein Verwaltungsmodul MM und ein Datenbankmodul DBM.
  • Das Eingabemodul IM umfasst die folgenden Submodule. Ein Datenakquisitions-Schnittstellentreiber empfängt Daten von dem programmierbaren Logikcontroller PLC, validiert empfangene Daten, d. h., dass er sämtliche empfangenen Daten durch Anwenden der vorbestimmten ausgewählten Regeln analysiert, um Werte außerhalb der Grenzen zu erkennen, er prüft außerdem (wo anwendbar) nach Paritätsbits, Fehlerbits, Übertragungsstatus und fordert eine erneute Datenübertragung für den Fall einer Störung an und wandelt sie in ein zweckgemäßes allgemeines Format unabhängig von dem empfangenen Datenformat um.
  • Eine Mensch-Maschine-Eingabeschnittstelle IMMI empfängt sämtliche Eingaben von den Eingabeeinheiten wie Schalttafeln, Tastaturen, Mäusen, Tasteinrichtungen usw..
  • Die Mensch-Maschine-Eingabeschnittstelle IMMI ist vorzugsweise ein separates Modul, das aktiviert oder deaktiviert werden kann, wenn die lokale Verarbeitungseinheit LPU bedienungslos ist, um ihre Arbeitslast zu reduzieren.
  • Das Ausgabemodul OM umfasst die folgenden Untermodule. Eine Systemsteuer-Hardware-Schnittstelle SCHI transferiert in dem zweckgemäßen Format sämtliche durch das System erzeugten Steuerdaten an die Steuereinheit einer elektrischen Energieleitung EPLC.
  • Eine Mensch-Maschine-Ausgabeschnittstelle OMMI stellt sämtliche Daten dar, die zum passenden Zeigen des Status und Verhaltens sowohl der Leistungsübertragungsverbindungen als auch des Systems selbst erforderlich sind. Die Ausgabedaten werden auf Ausgabevorrichtungen präsentiert, wie Monitoren, LED-Panels usw.. Vorzugsweise erzeugt die Schnittstelle auch Geräusche, um Alarmwarnungen hinsichtlich relevanter Bedingungen darzustellen.
  • Ein Netzwerk-Schnittstellentrieber NID übersetzt durch das Netzwerk, Nahbereichsnetzwerk LAN und Weitbereichsnetzwerk WAN zu transferierende Daten, mit Verwendung unterschiedlicher ausgewählter Netzwerkprotokolle, und verwaltet die Netzwerk-Hardware sämtlicher Einheiten.
  • Eine Ausgabevorrichtungsschnittstelle ODI bildet eine Schnittstelle zwischen sämtlichen Ausgabevorrichtungen, wie Druckern, Datenträgern, Bandeinheiten usw..
  • Das Verwaltungsmodul MM umfasst die folgenden Submodule. Das erste ist ein Submodul für ein automatisches System-Hochfahren und Verwahrungsprozeduren ASSU, das eine autonome Systemaktivierung oder Wiederherstellung für den Fall einer Leistungsstörung oder ähnlicher Geschehnisse durchführt. Um dieses zu tun, verwendet es die letzte Systemkonfiguration und verwendet sie für die Hochfahr-Operationen.
  • Wenn keine vergangenen Daten der Verbindung bei dem System-Hochfahren verfügbar sind, ist dieses Modul außerdem für die Erzeugung sämtlicher Daten verantwortlich, die für die Evaluierung des Verhaltens der Leistungsverbindung zu nutzen sind. Für einen sicheren Betrieb bis eine ausreichende Datenmenge verfügbar ist, werden anstelle dessen vorbestimmte Sicherheitswerte verwendet, beispielsweise können beim Hochfahren erwartete Werte des Verbindungsdesigns verwendet werden.
  • Die vollständige Menge der Operationen sämtlicher der Elaborationsmodule ist durch das zweite Submodul organisiert: den System-Scheduler und Controller, Modulprozedur-Controller MPC genannt.
  • Es aktiviert das Evaluierungsverfahren in einem separaten Satz einer Operation, um on-board zu laufen und für die Stromleitungsstatus- und Verhaltensanalyse genutzt zu werden. Im Besonderen erschafft dieses Submodul für jede der durch eine LPU zu überwachenden Energieübertragungsverbindungen einen Prozess, der die relevanten Felddaten von dieser Verbindung und/oder die verbindungsgespeicherte Beschreibung verwendet, wobei der neue Prozess parallel mit all den anderen arbeitet.
  • Der Modulprozedur-Controller MPC wird dann zur Aktivierung oder Deaktivierung sämtlicher Submodule und sämtlicher Prozesse berechtigt, die er erzeugt hat.
  • Das Datenanalysemodul DAM umfasst die folgenden Submodule. Ein Modul für eine statistische Analyse SAM führt auf Anforderung oder während eines normalen Betriebszyklus sämtliche statistischen Analysen hinsichtlich der Systemdaten durch. Als ein Beispiel sagt das Modul für eine statistische Analyse SAM auf Grundlage der zuvor aufgezeichneten Isolationstemperaturen den Prozentteil der Alterung oder der Lebensspanne vorher, die zur gegenwärtigen Zeit durch die Verbindungselemente (verbraucht) worden ist; d. h., dass ausgehend von einer Entwurfslebensspanne der Energie-Übertragungsverbindungselemente das Submodul fallweise den den vielfältigen Elementen verbliebenen Lebensspannenprozentanteil evaluiert, was den Wartungsprozess vor einem Versagen antreibt und auf eine präventive Weise, um die Systemverfügbarkeit zu erhöhen. Das angewendete Verfahren wird später erläutert.
  • Ein Alarmerzeugungsprozedurenmodul AGP vergleicht passend zu überwachende Daten mit Schwellenwerten und/oder unannehmbaren Werten und erkennt Fehlfunktions- und Störungs-Flags. Gemäß vorbestimmter Regeln erzeugt und verteilt es über das gesamte System sämtliche erzeugten Alarme.
  • Ein Prozedurenmodul zur Verwaltung historischer Daten HDMP verwaltet sämtliche Arten einer Speicherung historischer Daten: im Besonderen erkennt es in Echtzeit unter den Daten, die der Benutzer zum Speichern ausgewählt hat, welche Daten zu speichern sind, zur tatsächlichen Zeit, gemäß vorbestimmter Sampling-Regeln, die für jeden einzelnen Datentrend ausgewählt sind. Als ein Beispiel können sich schnell ändernde Daten mit einer rohen Abtastrate wie beispielsweise jede Minute, gespeichert werden, und werden sich langsam ändernde Daten mit einer niedrigen Abtastrate, wie beispielsweise jede Stunde, abgetastet werden.
  • Ein System-Fehlfunktions- und Störungs-Watchdog-Submodul SM ist vorhanden. Dieses Submodul steuert bzw. kontrolliert kontinuierlich den Systemstatus und das Betriebsverhalten, um Störungseinheiten und unannehmbares Verhalten zu erkennen, und erzeugt Rekonfigurationsanforderungen, und setzt das System zur Verwendung von Reserveeinheiten zurück, beispielsweise wenn eine Einheit des Systems versagt hat.
  • Hinsichtlich der vielfältigen Einheiten kann deren Verhalten und Status geprüft werden, vorzugsweise durch Durchführen einer Analyse hinsichtlich ihrer Statusregister oder Auffordern derer, Operationen durchzuführen, und dann Überprüfen, ob sie wie erwartet auf diese Anforderungen reagiert haben.
  • Hinsichtlich der Submodule kann deren Aktivität beispielsweise durch periodisches Anwenden derer auf eine vorbestimmte Menge von Eingabedaten zur doppelten Überprüfung von Ausgaben mit vorherigen angewendet werden. Irgendeine erkannte Fehlfunktion erzeugt Alarme und ein mögliches Umschalten zwischen parallelen Reserveeinheiten oder Submodulen, um die fehlfunktionierende Einheit zu eliminieren oder sie zurück zu einem annehmbaren Verhalten zu bringen.
  • Die durch das System-Fehlfunktions- und Störungs-Watchdog-Modul SM erzeugten Rekonfigurationsanforderungen treiben eine Systemrekonfigurations- und Aktualisierungsprozedur SRUP.
  • Sie steuert die Konfiguration des Systems, d. h., dass sie die verfügbaren Einheiten, Submodule und Netzwerke in dem System steuert und vorbestimmte Regeln anwendet, die on-board beschrieben und registriert sind, um die Einheiten, die Submodule und die Netzwerke zu rekonfigurieren. Dieses wird durch Aktivieren von Reserven (für Einheiten und Netzwerkelemente) oder Rücksetzung der gestörten Einheiten und Submodule durchgeführt.
  • Das Submodul für eine System-Rekonfiguration und Aktualisierungsprozedur SRUP ist außerdem berechtigt zum Speichern on-board sämtlicher Informationen über die relevante Betriebsbedingung des Systems nach der Rekonfiguration, diese Information wird dann zukünftig dem Hochfahr- und Verwahrungsprozeduren-Modul ASSU zur Verfügung stehen, das als eine Hochfahr-Konfiguration im Fall einer allgemeinen Störung zu verwenden ist.
  • Ein Kabelmodellmodul CMM, wo Datenanalyseberechnungen durchgeführt werden, wird später erläutert.
  • Das Datenbankmodul DBM umfasst die folgenden Datenbanken. Die Verlegungsbedingungsdaten der Kabel und die Konfigurationsdaten des Systems sind in einer Systembeschreibungsdatenbank SDDB gespeichert, die zu verwenden, zu aktualisieren und Benutzern zu zeigen ist, immer wenn es angefordert wird.
  • Die Systembeschreibungsdatenbank SDDB ist entworfen zum Speichern von mehrfachen Energieübertragungsverbindungsbeschreibungen und um vollständig in Echtzeit mittels des Systemrekonfigurations- und Aktualisierungsprozedurenmoduls SRUP innerhalb der normalen Betriebsbedingungen der lokalen Verarbeitungseinheit LPU aktualisierbar zu sein, d. h. ohne die Erfordernis einer Unterbrechung des Betriebszyklus des Systems.
  • Sämtliche Echtzeitdaten werden nach der Validierung kontinuierlich on-board in einer Echtzeitdaten-Datenbank RTDDB gespeichert und aufgefrischt; wobei auf die Datenbank von sämtlichen Submodulen und Benutzern zugegriffen werden kann, um gemeinsam genutzte Daten zu lesen oder Daten zu schreiben, um die Echtzeitdaten-Datenbank RTDDB zu modifizieren (wegen einer neuen Datenakquisition, evaluierten Daten oder eines neuen Ereignisses).
  • Zugriff und Operationen sind im Allgemeinen durch unterschiedliche Ebenen begrenzt, um nicht autorisierte Benutzer davon abzuhalten, die Prozessdaten zu manipulieren; dieses wird durchgeführt mittels Verwendung von Standardbetriebssystemseinrichtungen und Routinen, die auch in dem System eingebettet sind. Die Erlaubnis und Zugriffsebenen der Benutzer werden in einer dedizierten Systembenutzerdatenbank SUDE gespeichert und aufrecht erhalten.
  • Unter allen Echtzeitdaten (wie Feldsensorenablesungen, Berechnungsergebnissen, Benutzerhandlungen, Alarmen und Antworten von Benutzern auf Alarme) werden die für eine historische bzw. vergangene Analyse Relevanten kontinuierlich on-board in einer dedizierten historischen Datenbank HDB gespeichert; diese Datenbank wird durch das Prozedurenmodul für eine Verwaltung vergangener Daten HDMP verwaltet.
  • Die Arbeitslast der historischen Datenbank wird mittels einer vorläufigen Konfiguration organisiert, wo die in den historischen Dateien zu speichernden ausgewählten Daten aufgelistet werden und wo die gespeicherten Regeln (wie Abtastrate usw.) vollständig für alle ausgewählten Variablen beschrieben sind. Im Besonderen wird für jede zu speichernde Variable, neben der allgemeinen Beschreibung und dem Ursprung der Variable, d. h., die Einheit oder das Submodul in dem System, das es verursacht, die Abtastrate, der Variationsbereich definiert, um die Darstellung in den historischen Archiven und die Menge gespeicherter Daten zu optimieren. Das Speichern on-board historischer Daten wird bei der Verarbeitung verwendet, um die thermischen Transienten der Energieübertragungsverbindungselemente zu berücksichtigen. Bei dem Hochfahren des Systems sind keine verfügbaren historischen Daten vorhanden, und das Systemhochfahr- und Verwahrungsprozedurenmodul ASSU übernimmt die Steuerung, bis eine ausreichende Datenmenge verfügbar ist.
  • Das Speichern historischer Daten kann separat unterbrochen und aktiviert werden, für jedes einzelne Datum der ausgewählten historischen Daten, gemäß den Bedürfnissen des Benutzers und des Systems.
  • Das Speicher- und Massenspeicherungsfüllen der historischen Datenbank HDB wird durch das Prozedurenmodul für eine Verwaltung historischer Daten HDMP überwacht: präventive Warnungen und Alarme werden ausgestellt, immer wenn ein Dumping der historischen Daten HDB angefordert wird, um ältere Werte auf einer externen Vorrichtung zu speichern; dieses System ist zum Speichern langer Periodendaten fähig, und wenn keine Intervention durchgeführt wird, werden ältere Werte überschrieben.
  • Wie angegeben, ist das System fähig zur autonomen Erzeugung von Alarmen mittels des Alarmerzeugungsprozedurenmoduls AGP, an sämtliche Benutzer auszustellen. Sämtliche Alarme werden on-board in einer Systemalarmdatenbank SADB parallel mit den Benutzerantworten auf Alarme gespeichert.
  • Die Systemalarmdatenbank basiert auf einer Konfigurationsdatei, wo sämtliche Alarme gelistet und vollständig beschrieben sind: jeder Alarm hat seine eigene einzigartige Beschreibung, eine Wichtigkeitsstufe, ein(e) Ursprungseinheit/Submodul und einige Statusflags. Diese Flags können beispielsweise sein: der vorhandene Status – angebend, ob die Alarmsituation noch gültig ist, die Bestätigung durch Benutzer, d. h. die Tatsache, dass wenigstens ein Benutzer (möglicherweise dazu berechtigt für sehr wichtige Alarme) irgendwie darauf durch die Mensch-Maschine-Eingabeschnittstelle IMMI reagiert hat.
  • Sämtliche Bestätigungsaktionen werden on-board registriert, als auch der Name des Benutzers, der sie durchführt, dieses wird zur späteren Steuerung der Benutzerhandlungen, die auf dem System durchgeführt werden, und zur Offline-Analyse der Systemfehlfunktion und Defekte getan.
  • Vorzugsweise gibt eine andere Menge von Flags für jeden Alarm die Möglichkeit zum automatischen Drucken des ausgewählten Alarms, zum Erzeugen von Geräuschen, zum Aktivieren von Prozeduren, zum Darstellen eines graphischen Ratschlags für den Benutzer oder einer neuen Datenmenge an, um eine bessere Einsicht in den Systemstatus zu erlangen.
  • Eine andere On-board-Datenbank, die zum Aufrechterhalten und Verwalten lokaler entfernter Netzwerkaktivitäten verwendet wird, ist die Netzwerkdatenbank NDB. Diese Datenbank speichert sämtliche Informationen über das Nahbereichsnetzwerk LAN und das Weitbereichsnetzwerk WAN und wird im Allgemeinen zur automatischen Verbindung sämtlicher Einheiten in den Netzwerken verwendet.
  • Was das oben erwähnte Kabelmodellmodul CMM angeht, ist es eines der wichtigsten Submodule des wiederum erwähnten Datenanalysemoduls DAM. Es ist Wert, in Erinnerung zu rufen, dass das Modul manches der am meisten fortentwickelten Analyse hinsichtlich der Systemdaten durchführt.
  • Das Kabelmodellmodul CMM liest Eingabedaten von der Echtzeitdaten-Datenbank RTDDB und der Systembeschreibungsdatenbank SDDB. Solche Daten werden beispielsweise auf die Echtzeitdaten-Datenbank RTDDB durch die programmierbare Logiksteuereinheit PLC mit vorbestimmter Zeitfrequenz, beispielsweise jede Minute, oder sobald wie sie von der Akquisitionseinheit für einen verteilten Sensor DSAU und von der Datenakquisitionseinheit DAU verfügbar sind, geschrieben. Dieses bedeutet, dass es eine kontinuierliche Aktualisierung dieser Datenbank gibt. Die Daten in der Systembeschreibungsdatenbank SDDB können anstelle dessen entweder durch Benutzer oder durch eine Rekonfigurationsoperation geändert werden.
  • Das Kabelmodellmodul CMM beschreibt jedes Segment mit einem wohlbekannten thermischen Schaltkreis konzentrierter Konstanten, wo das Kabel und Zusatzelemente als ein Netzwerk eines thermischen Widerstands in Reihe und thermische Kapazitäten in parallel dargestellt sind. Die Hitze, die die Erhitzung des Kabels verursacht, ist in dem Modell durch Energiegeneratoren dargestellt.
  • Für jedes ausgewählte Segment der Verbindung nutzt gemäß dem jeweiligen Verhalten, aufgrund einer unterschiedlichen Konfigurationslage, das System ein unterschiedliches Modell, das zum Durchführen sämtlicher erforderlicher Evaluierungen hinsichtlich des tatsächlichen thermischen Status der Energieverbindung und hinsichtlich der Vorhersage des weiteren Verhaltens gemäß ihrer thermischen Transienten verwendet wird.
  • Mittels dieser akquirierten Daten werden die Betriebsbedingungen des Segments durch das Modell evaluiert.
  • Die Evaluierung des Kabelmodellmoduls CMM kann als in zwei Prozesse getrennt betrachtet werden: der erste evaluiert die heißen Stellen in dem Kabel (und auch die des Zubehörs) und der zweite evaluiert das Umweltverhalten.
  • Die Evaluierung der Kabeltemperatur und im Besonderen der Kabelleitertemperatur, die häufig die heiße Stelle des Kabels ist, kann in thermischen Transienten-Bedingungen evaluiert werden, da sie im Grunde von den thermischen und geometrischen Eigenschaften des Kabels selbst abhängt. Die Eigenschaften sind a priori bekannt oder können einfach aus den Installationsparametern erhalten werden. Darüber hinaus sind diese Eigenschaften stabil über die Zeit und können deshalb als nur von der lokalen Temperatur gemäß wohlbekannten Abhängigkeiten betrachtet werden. Deshalb kann die Leitertemperatur selbst genau evaluiert werden, wenn es eine vollständige Menge von Daten gibt, die sowohl das Kabel als auch dessen Vergangenheit beschreibt, d. h., den Strom, der in das Kabel seit seiner Aktivierung fließt oder seitdem eine gleich bleibende Temperaturarbeitsweise errichtet worden ist.
  • Hinsichtlich des thermischen Verhaltens der Außenumgebung sind die Dinge nicht so einfach: die Außenumgebung hat im Allgemeinen nicht ein vollständig a priori bekanntes Verhalten und kann darüber hinaus manchmal auf unerwartete Weise variabel sein. Zusätzlich zu saisonalen Änderungen sollten Änderungen aufgrund einer menschlichen Aktivität berücksichtigt werden: heiße Stellen, die durch unabhängiges Beheizen des Abschnitts verursacht sind (wie beispielsweise das Heizen aufgrund von nachfolgenden Verlegungen von Dampf- oder Gasleitungen in der Nähe der Energieverbindungselemente, die im Erdreich gedrängt sind), Einfügung elektromagnetischer Elemente wie Pole, Röhren oder Boxen, die lokal die Hitzeerzeugung durch Variieren des magnetischen Verhaltens um das Kabel herum erhöhen. Sämtliche dieser unerwarteten Umgebungsänderungen können nicht vorhergesagt werden und werden getrennt überwacht.
  • Ein anderer fundamentaler Unterschied zwischen der Transienten in dem Teil des Abschnitts "innerhalb" oder "außerhalb" des Kabels ist die Zeitkonstante des Phänomens: beispielsweise sind die Transienten innerhalb des Kabels in der Größenordnung einiger Stunden, während die Transienten außerhalb des Kabels, wie beispielsweise in dem Fall eines in einer Aufschüttung verlegten Kabels, eine Zeitkonstante in der Größenordnung von Tagen oder Wochen haben. Zusätzlich können Umgebungsänderungen, wie beispielsweise die durch eine Feuchtigkeitswanderung verursachten, in manchen Wochen stattfinden. Die typische Energiebenutzeranforderung zeigt Stufen in dem Wert des angeforderten Stroms, der sich etwa jede zwei oder drei Stunden ändert. Dies bedeutet, dass während dieser Zeit es wichtig ist, die thermischen Transienten des Abschnitts "innerhalb" oder "außerhalb" des Kabels zu berücksichtigen, um die Evolution der Temperatur des Kabels vorherzusagen.
  • Die Evaluierung des Außenwiderstands basiert wiederum auf einem Verfahren einer konzentrierten Konstanten, modifiziert darin, dass die Konstanten kontinuierlich zum Durchführen einer adaptiven Berechnung gesteuert bzw. kontrolliert werden. Da der Effekt eines Stroms – und einer Hitzeerzeugung – vollständig durch Kennen der Zeitgeschichte der Temperaturen und des Stroms eingeschätzt werden kann, ist irgendeine weitere Variation tatsächlich aufgrund einer Variation des thermischen Diffusionsvermögens der Außenumgebung; d. h. die Fähigkeit der Umgebung, Hitze abzustrahlen. Es ist deshalb passend, den thermischen spezifischen Widerstand und das Diffusionsvermögen der Außenumgebung zu evaluieren, um das Kabelverhalten vorherzusagen.
  • Die berechneten thermischen spezifischen Widerstände, die mit dem tatsächlichen Hitzefluss und mit den bekannten Eigenschaften der Erdböden korreliert sind, ermöglichen es, das mögliche Austrocknen von Erdschichtabschnitten vorherzusagen.
  • Im Fall von Kabeln in der Luft beeinflusst die Kenntnis der spezifischen Außenwiderstandsgröße – aufgrund einer Variation in der Luftflussarbeitsweise, die Fähigkeit der Umgebung, die Verbindungselemente zu kühlen, und die Variation beeinflusst deshalb die zulässigen Stromlasten.
  • Die Evaluierung des Kabelmodellmoduls CMM ist die folgende:
    • – In dem Fall, wo keine direkte Leitertemperatur gemessen wird, evaluiert das thermische Schaltkreismodell konzentrierter Konstanten die Leitertemperatur ausgehend von dem Temperaturwert, der durch den thermischen Sensor erzeugt ist, der in der Nähe des Kabels platziert ist. Es ist angenehm, die genaue Position und den Ursprung des Sensors zu kennen, um es zu ermöglichen, dass das Modell die Materialeigenschaften zwischen dem Sensor und dem Kabelleiter korrekt berücksichtigt. Dieses hat eine besondere Relevanz, wenn die Sensoren außerhalb des Kabels platziert sind.
  • Die Berechnung basiert sowohl auf dem gegenwärtigen Wert der Temperaturen und dem durch das Kabel getragenen Strom als auch auf den historischen Daten; im Besonderen werden sämtliche vergangene Transienten, die über dem betrachteten Segment aufgetreten sind, berücksichtigt. Die Verwendung einer Menge von Daten, die das vollständige Vergangenheitsverhalten des Segments beschreibt, ermöglicht es, einen hohen Genauigkeitsgrad und eine Kenntnis seines tatsächlichen Verhaltens zu erreichen.
    • – Der thermische spezifische Widerstand der Umgebung und eine Bedingung eines möglichen Erdschichtaustrocknens werden für vergrabene Segmente berechnet. Dieses wird durchgeführt, wie zuvor beschrieben, mittels Verwendung historischer Werte von Energielasten und Temperaturen. Die Erdschichtaustrocknung wird dann durch das System vorhergesehen, das autonom Warnungen und Alarme für die Benutzer erzeugt, um eine thermische Instabilitätsbedingung zu vermeiden (thermische Nachlaufbedingungen).
    • – Die maximalen Stromlasten, die in definierten Zeitintervallen zu der maximalen annehmbaren Leitertemperatur führen, werden evaluiert.
    • – Die Stromüberlasten, die in definierten Zeitintervallen zu der maximalen Überlastleitertemperatur führen, werden evaluiert. Die Zeit zum Erreichen der maximalen annehmbaren Leitertemperatur wird mittels Annehmen der tatsächlichen Lastbedingungen evaluiert.
    • – Das Altern jedes Teils der Verbindung wird auf Grundlage der tatsächlich gemessenen oder evaluierten Temperatur der vielfältigen Kabelsegmente evaluiert. Die Temperaturwerte werden an ein Modul für eine statistische Analyse SAM gespeist. Die Effekte der gemessenen Temperaturwerte hinsichtlich der Alterung der Teilstücke der Verbindung werden durch das Modul für eine statistische Analyse SAM auf der Grundlage eines zweckgemäßen Modells evaluiert, wie beispielsweise dem Arhenius-Gesetz. Da das Altern bei unterschiedlichen Temperaturen für die aktuell in Kabeln und Zubehör verwendeten Materialien gemessen werden kann, ist es deshalb möglich, die Alterungsrate für jedes Element durch seine evaluierte oder gemessene Temperatur während des Betriebs zu evaluieren. Darüber hinaus hängt die Restlebensspanne statistisch von dem elektrischen Gradienten in dem Kabelisolationsmaterial ab; dieses kann durch Anwenden von beispielsweise einer statistischen Weibull-Analyse für jedes zu überwachende Kabel berücksichtigt werden. Es ist dann möglich, die Überlebenswahrscheinlichkeit des Kabels und von Zubehörelementen zu evaluieren und ihre Restlebensspanne zu berechnen.
  • Sämtliche der obigen Analysen werden in Reihe für jedes Segment durchgeführt, in welches die Verbindung aufgeteilt worden ist und das in der Systembeschreibungsdatenbank SDDB beschrieben ist.
  • Das Kabelmodellmodul CMM berechnet ferner für die gesamte Verbindung den allgemeinen Gesamtstatus: beispielsweise wird die maximale Temperatur der Verbindung (die in manchen Fällen als der strombegrenzende Faktor für die Verbindung betrachtet werden kann) gleich dem Maximum unter den maximalen Temperaturen jedes Segments der Verbindung usw. für jede ausgewählte Eigenschaft der Verbindung sein.
  • Die Evaluierung des Kabelverhaltens in der Verbindung wird passender Weise in Parallelprozesse aufgeteilt, um die gesamte Evaluierungszeit zu reduzieren.
  • Jeder Parallelprozess nimmt sich der Reihe von Verbindungssegmenten an, die in den relevanten Datensätzen der Systembeschreibungsdatenbank SDDB gespeichert sind.
  • Es ist möglich, Prozesse auf Leerlaufkabeln zu stoppen, um sämtliche Anstrengungen auf die betriebenen zu konzentrieren. Die Aktivierung einer Überwachung neuer Kabel ist auch möglich, da sie einfach einen neuen Parallelberechnungs-Task verwenden werden, der nicht mit dem vorherigen interferiert. Es ist nicht erforderlich, das System zu stoppen, wenn neue Verbindungen zu den überwachten hinzugefügt werden.
  • Das Kabelmodellmodul CMM identifiziert ferner die Stelle des Segments, wo Diskrepanzen oder anormale Daten vom erwarteten Verhalten auftreten.
  • Als ein Beispiel können solche Diskrepanzen auf Temperaturen, die außerhalb eines geeigneten Temperaturkonfidenzintervalls sind, oder auf Temperaturen, die überaus von erwarteten Werten abweichen, oder einer höheren Temperatur in dem Segment bezogen werden.
  • Diese Diskrepanzen geben an, dass das Segment nicht durch ein einzelnes allgemeines bzw. gemeinsames Verhalten dargestellt werden sollte. Das Segment kann dann während des normalen Betriebs in zwei oder mehr Subsegmente aufgespalten werden, bis eine zufrieden stellende Darstellung erreicht wird. Die Länge eines Subsegments wird beispielsweise so lang sein, um sämtliche der Stellen zu enthalten, wo solche anormalen Daten erfasst werden.
  • Wenn beispielsweise konzentrierte Verluste an einer Stelle des Segments aufgrund des Auftretens eines neu nahe bei dem Kabel verlegten ferromagnetischen Objekts oder irgendeinem anderen in der Nähe des Kabels platzierten Elements, das fähig ist zum Modifizieren des thermischen Verhaltens des Kabels, auftritt, werden Diskrepanzen oder anormale Daten bezüglich des erwarteten Verhaltens der Stelle durch das System erkannt werden, und es wird eine Warnung für den Benutzer erzeugt werden. Folglich werden ein oder mehrere neue Segmente durch Einführen relevanter neuer thermischer Parameter definiert, so dass eine genauere Analyse durchgeführt wird. Auf solch eine Weise kann das System einfach an die geänderte Betriebsbedingungen, unerwartete Ereignisse und Installationsnachrüstungen entweder manuell oder automatisch angepasst werden. Es ist dann möglich, exakt, beispielsweise in Abhängigkeit von der Verteilung der Sensoren, den Standort in dem Segment oder das Segment zu orten, wo solche Diskrepanzen gefunden und gesammelt werden.
  • Beispiel 1
  • Um eine typische Installation zu testen und als ein Teil des Systementwurfs ist ein Prototyp in vollem Maßstab entwickelt und betrieben worden.
  • Als Energieübertragungsleitung ist eine geschlossene Schleife von zwei parallelen Energiekabeln mit einem 1600 mm2 Aluminiumleiter, XLPE isoliert, verwendet worden. Die volle Länge der Schleife war ungefähr 250 m, mit einer Axialtrennung von 0,3 m zwischen den zwei parallelen Kabeln der Schleife verlegt.
  • Der überwachte Teil des Kabels ist in vier Segmente in Abhängigkeit von den Verlegebedingungen unterteilt worden: Kabel in unterirdischen Führungen, Kabel in Zementmörtel und Kabel in ausgewählten und nicht ausgewählten Aufschüttungen.
  • Die letzteren zwei Bedingungen sind gewählt worden, um die Fähigkeit des Systems zum Vorhersehen einer Erdschichtaustrockung zu zeigen: eine gut ausgewählte Aufschüttung, d. h. eine Erdschicht mit der zweckgemäßen Granulometrie, ist fähig, Feuchtigkeit besser zu halten, als eine nicht ausgewählte. Erdschichtfeuchtigkeitsmigration ist im Grunde durch thermische Gradienten (aufgrund der Erhitzung durch Kabel) und Kapillarkräften zwischen den Erdkörnern getrieben. Erdschichtfeuchtigkeit wirkt sich stark auf den Kabelhitzeaustausch aus.
  • Der Strom in der Kabelschleife ist mittels 12 Hitzewandlern (produziert von SpecialTrasfo Via A. Doria 8, Cologno Monzese, Milano, Modell TRL26) erzeugt worden, die jeweils zu 26,5 kVA fähig sind, in denen die Sekundärspule durch die geschlossene Kabelschleife gebildet wurde. Jeder Wandler ist parallel mit seiner eigenen Menge von Kondensern bzw. Kondensatoren (produziert von ICAR Corso Magenta 85, Milano, Modell SuperRiphaso mit einer Nennleistung von 20 kVAR, wobei jeder eine Kapazität von 400 μF erreicht) gegeben worden, um den Strom umzuphasen und den zum Erregen der Schleife benötigten Strom zu reduzieren. Der Strom in der Schleife ist durch Variieren der Wandlerspeisespannung (feeding tension) mittels eines Spannungsvariators (Typ V40 von dem bereits zitierten SpecialTrasfo) mit einer Nennleistung von 40 kVAR gesteuert worden.
  • In dem Prototyp sind sowohl verteilte Temperatursensoren als auch Thermopaare verwendet worden. Manche der Temperatursensoren, einschließlich der verteilten Sensoren, sind für den Systembetrieb verwendet worden, und andere Temperatursensoren sind zum Prüfen vorbestimmter Stellen verwendet worden, um die evaluierte Temperatur an diesen Stellen mit der realen Temperatur an diesen Stellen zu vergleichen. Thermopaare waren vom Kupfer/Constantan-Typ. Sie waren verdrillt und ein doppelter Schirm ist hinzugefügt worden, um eine mögliche elektromagnetische Rauschinterferenz zu reduzieren.
  • Der verteilte Temperatursensor DSAU war ein von York Sensor Limited, York House, School Lane, Chandler's Ford, Hampshire, UK, produzierter DTS 800-MR. Er ist fähig, die Temperatur bis zu einer Distanz von 12 km über zwei Faserschleifen mit einer räumlichen Auflösung von 1 m zu messen.
  • Ein doppelseitiges Maß ist mit einer autonomen Umschaltung zu einer doppelten einseitigen Messung implementiert worden, um einen Normalbetrieb nach einer möglichen Unterbrechung einer einzelnen Faser fortzusetzen. Zwei Faserschleifen sind verwendet worden: die erste befand sich auf den externen Schichten der Kabelmäntel und die zweite bei einer konstanten Distanz außerhalb der Kabeloberfläche, um die Modellanwendung mit einer Dualsensorkonfiguration zu verifizieren.
  • Der Strom in der Schleife wurde durch einen amperometrischen Wandler AT überwacht; das Modell A0S von Tecnotrasformatori Srl, Via Lambro 26, Opera, Milano, mit einem Verhältnis von 3000/5 wurde verwendet.
  • Die Datenakquisition, die die programmierbare Logiksteuereinheit PLC und die Steuereinheit einer elektrischen Energieleitung EPLC umfasst, ist in einem Mehrfach-Card-Rack Modell T-Rack von Orsi Automazione Spa Corso Europa 799, Genf, mit 4 Analog-Eingabekarten, 1 Analog-Ausgabekarten und 2-Digital-Eingabekarten zusammengefügt worden; die Gesamtanzahl von I/O-Kanälen war 144.
  • Als programmierbare Logiksteuereinheit PLC wurde Dual Series 8 von dem bereits zitierten Orsi Automazione ausgewählt.
  • Als lokale Verarbeitungseinheit LPU wurde ein Desktop Computer, der auf einem Pentium-Prozessor basiert, ausgewählt.
  • Das gegenwärtige Betriebssystem ist Windows NT.
  • In der Prototyp-Installation wurde ein ARcNet-LAN verwendet, mit einem aktiven Hub, um das System mit mehrfachen Einheiten arbeiten zu lassen. Es ist von SMC, 20, Quarter, Rue Schnapper, St. German en Laye, Frankreich, produziert, Typ HUB03-240.
  • In dem Experimentalaufbau ist eine Mietleitung mit Verwendung eines V35-Standards verwendet worden, um die Lokalverarbeitungseinheit LPU mit den Ferneinheiten RU1–RU4 zu verbinden, eine Ersatzeinwählleitung mit einem schnellen Modem wurde für eine mobile Verbindung von einer mobilen Steuerstation (ein tragbares Pentium-Laptop mit einer schnellen Modemkarte) implementiert, um eine Fernsteuerung des Gesamtsystems zuzulassen und um die Betriebsprozeduren in dieser Konfiguration zu validieren.
  • In der Prototyp-Installation wurden die Leitertemperaturen in den vielfältigen Abschnitten mit einem Fehler von weniger als ±1°C mit Referenz auf die direkt in der Kabelisolierung gemessenen vorhergesagt.
  • Die maximale annehmbare Länge eines durch Thermopaare gebildeten Temperatursensors ist in der Größenordnung einiger hundert Meter, wenn eine saubere Abschirmung und Schutz implementiert sind; wenn Signale lokal digitalisiert werden, können sie auf wenigen Kilometern übertragen werden.
  • Für die optischen verteilten Temperatursensoren sind aktuell einige Versionen bis zu Längen von 140 km verfügbar.
  • Das Nahbereichsnetzwerk LAN ist im Allgemeinen nicht weiter als einige hundert Meter bis zu einigen km, wenn optische Fasernetzwerke verwendet werden.
  • Ein Beispiel des durch die vorliegende Erfindung ausgeführten Betriebs ist in 4 bis 6 beschrieben.
  • Im Besonderen zeigt 4 zum Beispiel ein Segment einer Energie-Übertragungsverbindung, bestehend aus einem Kabel C, mit den verknüpften Temperatursensoren S1 bis S4, die die relevanten Temperaturwerte T1 bis T4 bereitstellen, die in einem thermischen Profil T berichtet werden. In dem Fall des lokalen Sensors ist der jeweilige Ort 11 bis 14 durch den Entwurf bekannt. In dem Fall, dass die Temperatur durch die optische Zeitbereichsrefiektometrie OTDR (d. h. verteilter Sensor) erfasst wird, ist das vollständige thermische Profil P entlang des Kabelsegments mit der Auflösung des verwendeten Instruments bekannt.
  • In dem einfachsten Betrieb des Systems wird die Betriebsbedingung des Segments durch die höchste gemessene Temperatur in dem Segment (in dem Beispiel T3) bestimmt, die mit einem kritischen Temperaturwert Tc verglichen wird. In dem Fall, dass T3 Tc überschreitet, wird ein Alarm und/oder ein Steuersignal zum Veranlassen einer Regulierungshandlung in der Verbindung erzeugt werden.
  • Tc wird ausgewählt, um eine Sicherheitsspanne hinsichtlich des Kabelversagens bereitzustellen; typischerweise hängt die Breite der Sicherheitsspanne von der Dichte des Sensors zu dem kritischen Bereich innerhalb des Kabels ab.
  • Mit Sensoren, die sich auf oder nahe der Außenoberfläche des Kabels befinden und in Abwesenheit irgendeiner anderen signifikanten weiteren Einwirkung auf die gemessenen Temperaturwerte, überschreitet ein zweckgemäßer Wert von Tc typischerweise nicht ungefähr 50 bis 60% der Maximaltemperatur, die für die Kabelisolierung angenommen werden kann (die im Allgemeinen 70°–90°C ist), um das Gesamttemperaturprofil über den Isolierung zu berücksichtigen.
  • In dem Fall, dass der thermische Sensor S in der Nähe des Kabels C platziert ist, beispielsweise in einer Aufschüttung bzw. Hinterfüllung B, bei der Distanz d von einer kritischen Position l innerhalb des Kabels c, d. h. in einer Position l zwischen der Kabelisolierung IS und dem Leiter CC, wie in 5 gezeigt, wird die Temperatur Te, d. h. die reale Betriebsbedingung des Kabels, auf der Grundlage der gemessenen Temperatur Tm gemäß einem vorbestimmten Modell berechnet, mittels Berücksichtigung weiterer Werte, die durch andere Sensoren bereitgestellt sind, wie beispielsweise dem in dem Kabel getragenen Strom, dem thermischen spezifischen Widerstand der Umgebung, der Erdschichtfeuchtigkeit, Parameter einer Zwangskühlung usw., wie durch entsprechende Sensoren und durch vorbestimmte Entwurfsparameter bereitgestellt.
  • Es ist ferner vorteilhaft, bei dieser Berechnung sowohl den hermischen spezifischen Widerstand als auch die thermischen Transienten zu berücksichtigen, die über dem Segment auftreten, um den zeitvariablen Hitzefluss in dem Querschnitt des Kabels und um das Kabel selbst herum zu berücksichtigen.
  • Zum Evaluieren des Effekts des variablen Hitzeflusses in die Querschnitte werden die Betriebsbedingungen des Kabels und seiner Umgebungen während Operationen bei vorbestimmten Intervallen aufgezeichnet; beispielsweise werden die Temperaturwerte jede Minute aufgezeichnet und die sich langsam ändernden Parameter, wie beispielsweise die Erdschichtfeuchtigkeit, werden jede Stunde aufgezeichnet.
  • Solche thermischen Transienten entsprechen dem Phänomen, durch welches die variierende Temperatur, die über die Kabelschichten ansteigt, einen asymptotischen Wert erreicht. Beispielsweise kann die mit den Transienten innerhalb der Kabelisolierung verknüpfte Zeit von 4 bis 8 Stunden und länger sein, in Abhängigkeit von der Kabelgröße. Anstelle dessen können thermische Transienten in der externen Umgebung des Kabels, spezifisch in vergrabenen, länger als einige Tage sein. Demgemäß wird die Temperatur der Referenzstelle l und ihre Evolution in der Zeit durch Berücksichtigen sowohl der in der Momentanzeit gemessenen Parameter als auch der entsprechenden gespeicherten Parameter evaluiert, die für eine vorbestimmte Zeitperiode relevant sind, vorzugsweise einige Tage zuvor, oder möglicherweise die vollständige Betriebslebensdauer des Kabels.
  • Mittels Verwendung des Verfahrens der Erfindung, d. h. durch Evaluieren der Temperatur an der kritischen Stelle l des Kabels, kann die Zeitabhängigkeit der betrachteten Werte vollständig eingeschätzt werden.
  • Der Vergleich kann mit Referenz zu der kritischen Temperatur T'c von Stelle l getätigt werden, die zweckgemäß dichter an der maximalen Temperatur sein kann, die durch das Kabel unterstützt werden kann.
  • Zusätzlich zu der Kenntnis der Temperatur zu einer gegebenen Zeit und der Kenntnis einer neuen Anforderung nach Strom durch den Benutzer, sagt das Modell die Temperatur zu einer späteren Zeit vorher. Demgemäß kann die entsprechende Handlung, wenn erforderlich, wohl im Voraus hinsichtlich des Momentes bewirkt werden, in dem das Kabel die kritische Temperatur T'c überschreitet.
  • Dieses wird für die Vorhersage des thermischen Verhaltens des Kabelsegments für unterschiedliche Lasten und Zeiten und zum Bewirken rechtzeitiger Antworten zum Vermeiden von Überlasten genutzt.
  • Im Besonderen werden maximale Stromlasten, die in definierten Zeitintervallen zu der maximalen annehmbaren Leitertemperatur führen, und die maximale annehmbare Leiterübertemperatur evaluiert.
  • Es wird außerdem die Zeit zum Erreichen der maximalen annehmbaren Leitertemperatur und die maximale annehmbare Leitertemperatur durch Annehmen der tatsächlichen Lastbedingungen evaluiert.
  • Durch Vorhersagen der Kabelverbindungstemperatur ist es auf diese Weise möglich, Steuerhandlungen vorwegzunehmen, um das Kabel nicht zu überlasten oder zu überhitzen.
  • Auf Grundlage der Temperatur einiger Teile des Kabels wird die Alterung jedes Teils der Verbindung statistisch evaluiert.
  • Auf Grundlage der auf jedem Segment ausgeführten Berechnung wird der gesamte allgemeine Zustand für die gesamte überwachte Verbindung evaluiert.
  • Außerdem werden die Stellen des Segments, wo Diskrepanzen oder anormale Werte vom erwarteten Verhalten auftreten, auf Grundlage der vorherigen Berechnungen identifiziert.
  • Unter beispielsweiser Betrachtung einer bestimmten Stelle des Kabels und mit Verweis auf 6 ist zu der Zeit t1 die Temperatur T1. Auf Grundlage des Modells sollte zu der Zeit t2 die erwartete Temperatur T2 sein, und zu der Zeit t5 sollte die erwartete Temperatur T5 sein, die die für dieses Kabel zulässige maximale Temperatur darstellen könnte, zu der Zeit t5 erwartet. Wenn die gemessene Temperatur zur Zeit t2 T3 ist und sie entfernt von dem erwarteten Wert T2 ist, beispielsweise ist sie außerhalb eines vorbestimmten Konfidenzgrades, könnte dieses bedeuten, dass ein anormales Verhalten des Kabels oder von seiner Umgebung an dieser Stelle auftritt, aus irgendeinem der bereits angeführten Gründe.
  • In diesem Fall ist das Kabelverhalten nicht mehr das erwartete. Gemäß der Erfindung wird der Teil des Segments mit dem anormalen Verhalten durch Aufteilen des Segments in wenigstens zwei Subsegmente isoliert, um das neue Verhalten zu berücksichtigen. Die Länge des neuen Subsegments könnte wie das Teilstück des Segments sein, das die anormalen Maße bzw. Messungen umfasst.
  • Für das neue Subsegment wird ein neues Modell oder eine neue Menge von Parametern verwendet, um die passende Temperatur T4 zu der Zeit t3 vorherzusagen, und deshalb die passende maximale Temperatur, die für das Kabel T5 zulässig ist, vorherzusagen, die in diesem Fall zu der Zeit t4 erwartet wird, die früher als zuvor ist, was einen frühen Alarm oder eine Regulierung ermöglicht.
  • Das Kabelmodellmodul CMM evaluiert auf diese Weise die kritischen Betriebsbedingungen mit Bezug zu dem Segment und der Verbindung mit Identifizieren kritischer Verbindungsdaten.
  • Die kritischen Daten sind die Information mit Bezug zu dem Status und Verhalten der Segmente auf der Verbindung.
  • Sie könnten beispielsweise wie zuvor gesagt die maximale Temperatur oder andere kritische Parameter des Segments und der Verbindung oder die Diskrepanzen oder anormale Daten vom erwarteten Verhalten sein.
  • Die für Evaluierungen verwendeten detaillierten Operationen werden hier nicht beschrieben, weil sie mit der hier dargestellten Information innerhalb der Fähigkeit des Fachmanns liegen.

Claims (28)

  1. Verfahren zum Transportieren elektrischer Leistung in einer stromleitenden Verbindung mit: – Liefern eines elektrischen Stromes eines vorbestimmten Wertes in die Verbindung; – Aufteilen der Verbindung in eine vorbestimmte Anzahl von Segmenten (CS1, CS2, CS3, CS4, CS5, CS6, CS7); – Legen einer Vielzahl von Temperatursensoren (S1, S2, S3, S4, S5, S6, DS) entlang der Verbindung, so dass sie wenigstens zwei Sensorwerte in Zugehörigkeit mit jedem der Segmente bekommen, wobei die Sensoren durch den Stromwert betroffen sind; – Bekommen jeweiliger Sensorwerte von den Sensoren zu einer ersten Zeit; dadurch gekennzeichnet, dass es ferner umfasst: – Verknüpfen eines ersten vorbestimmten Vorhersagungsmodells mit jedem der Segmente (CS1, CS2, CS3, CS4, CS5, CS6, CS7); – Bestimmen, einer erwarteten Betriebsbedingung in einem der Segmente zu einer zweiten Zeit als eine Funktion der Sensorwerte bei der ersten Zeit und des elektrischen Stromwertes, gemäß dem mit dem Segment verknüpften ersten Vorhersagungsmodell; – Bestimmen einer tatsächlichen Betriebsbedingung in dem Segment zu der zweiten Zeit, die mit Sensorwerten verknüpft ist, die zu der zweiten Zeit erzeugt sind; – Vergleichen der tatsächlichen Betriebsbedingung mit der erwarteten Betriebsbedingung; – bei Vorliegen einer Differenz zwischen der tatsächlichen Betriebsbedingung und der erwarteten Betriebsbedingung, die einen vorbestimmten Wert überschreitet, Verknüpfen eines zweiten vorbestimmten Vorhersagungsmodells mit einem Teilstück des Segmentes, für das die Differenz bestimmt worden ist; – wenn die in dem Segment gefühlte Temperatur eine kritische Temperatur Tc überschreitet, Erzeugen eines Alarms und/oder eines Steuersignals zum Bewirken einer Regulierungshandlung in der Verbindung.
  2. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass bei Vorliegen der Differenz es ferner ein Aufteilen des Segmentes in wenigstens zwei Subsegmente und Verknüpfen des zweiten vorbestimmten Vorhersagungsmodells mit wenigstens einem der zwei Subsegmente umfasst, wobei die Vielzahl von Temperatursensoren (S1, S2, S3, S4, S5, S6, DS) wenigstens einen Sensorwert in Verknüpfung mit jedem der Subsegmente bekommt.
  3. Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Regulierungshandlung in der Verbindung aus wenigstens einem ausgewählt wird von: Schalten, Umleiten, Lüftersteuerung, Flussventilsteuerung, Spannungssteuerung oder Stromsteuerung, um eine erwartete Betriebsbedingung des Segmentes zu einer ausgewählten Zeit innerhalb eines vorbestimmten Wertes aufrecht zu erhalten.
  4. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Phase des Bestimmens einer erwarteten Betriebsbedingung enthält: – Aufzeichnen einer Anzahl von Sensorwerten, die bei jeweiligen Zeiten früher als eine gegebene Zeit gemessen worden sind; – Evaluieren der erwarteten Betriebsbedingung des Segmentes zu der zweiten Zeit gemäß dem ersten Modell als eine Funktion der Sensorwerte zu der ersten Zeit, des elektrischen Stromwertes und der aufgezeichneten Sensorwerte.
  5. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Verbindung ein isoliertes elektrisches Kabel einer vorbestimmten Länge enthält, wobei das isolierte elektrische Kabel wenigstens ein Segment enthält.
  6. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Betriebsbedingung des mit den Sensorwerten verknüpften Segmentes die Temperatur an einem vorbestimmten Ort in dem Segment enthält.
  7. Verfahren gemäß Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Betriebsbedingung des mit den Sensorwerten verknüpften Segmentes die Temperatur in einem Punkt innerhalb der Kabelisolierung an einem ausgewählten längsseitigen Ort entlang des Kabels enthält.
  8. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Sensorwerte ein längsseitiges Wärmeprofil entlang des Segmentes enthalten, mit einer vorbestimmten längsseitigen Auflösung gemessen.
  9. Verfahren gemäß Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Sensorwerte ein längsseitiges Profil der Temperatur entlang des Segmentes enthalten, bei einer vorbestimmten radialen Distanz von dem Kabelleiter gemessen.
  10. Verfahren gemäß Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass das längsseitige Profil der Temperatur entlang des Segmentes bei einer Kabeloberfläche gemessen wird.
  11. Verfahren gemäß Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass das Profil der Temperatur eine OTDR-Spur enthält, die durch eine optische Faser erhalten wird, die wirksam mit dem Segment verknüpft ist.
  12. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass jedes der Segmente ein erwartetes im Wesentlichen gleichförmiges Wärmeverhalten hat.
  13. Verfahren gemäß Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass das mit dem zweiten Vorhersagungsmodell verknüpfte Segmentteilstück längsseitig für eine Länge ausgedehnt ist, die wenigstens das Teilstück des Profils enthält, wo die aus den ersten Sensorwerten und dem ersten Vorhersagungsmodell bestimmte erwartete Temperatur von der aus den zweiten Sensorwerten und dem ersten Vorhersagungsmodell bestimmte tatsächliche Temperatur unterschiedlich ist.
  14. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Phase des Bestimmens der tatsächlichen Betriebsbedingung bei einer vorbestimmten Zeitfrequenz wiederholt wird.
  15. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Phase des Bestimmens der Betriebsbedingung des Segmentes ein Bestimmen der Temperatur an einer vorbestimmten Anzahl von Orten in dem Segment und ein Wählen der höchsten der bestimmten Temperaturen als die Betriebsbedingung des Segmentes enthält.
  16. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Phase des Bestimmens der tatsächlichen Betriebsbedingung des mit den Sensorwerten verknüpften Segmentes enthält: – Bekommen einer Anzahl von Sensorwerten zu einer Zeit; Bestimmen einer Anzahl von mit den Sensorwerten verknüpften Statusparametern; – Auswählen eines kritischen Wertes unter den Statusparametern; Evaluieren der Betriebsbedingung des Segmentes als eine Funktion des kritischen Wertes.
  17. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass es ferner ein Betreiben einer Wärmesteuereinrichtung umfasst, die mit dem Segment verknüpft ist, um die Betriebsbedingung in dem Segment innerhalb eines vorbestimmten Wertes aufrecht zu erhalten.
  18. Verfahren gemäß Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass das Regulieren des elektrischen Stromwertes ein Umleiten des Stromes innerhalb der Verbindung enthält, um die Stromrate in einem Segment in der Verbindung zu reduzieren.
  19. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Bestimmen der Betriebsbedingung des mit den Sensorwerten verknüpften Segmentes die Phase eines Ortens des Platzes entlang des Segmentes umfasst, wo Sensorwerte gemessen werden.
  20. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass es ferner ein Bekommen weiterer Sensorwerte mit Bezug zu der Wärmeaustauschfähigkeit des Segmentes enthält.
  21. System zum Transportieren elektrischer Leistung mit: – einer Verbindung, die wenigstens ein elektrisches Kabel enthält; – einer Einrichtung zum Liefern elektrischer Leistung in die Verbindung; – einer Vielzahl von Sensoren (S1, S2, S3, S4, S5, S6, DS), die wirksam mit der Verbindung verknüpft sind, wobei die Sensoren einen längsseitig verteilten Temperatursensor (DS) umfassen; – einer Datenakquisitionseinheit (DSAU, DAU) zum Sammeln von Daten von den Sensoren (S1, S2, S3, S4, S5, S6, DS); – einer Datenverarbeitungseinheit (RU, LPU) zum Verarbeiten der Daten; – einem Steuerglied (EPLC, A1, A2, A3) zum Erzeugen eines Steuersignals, auf die verarbeiteten Daten ansprechend, die für eine Betriebsbedingung der Verbindung relevant sind, dadurch gekennzeichnet, dass die Liefereinrichtung einer elektrischen Leistung, die Sensoren, die Datenakquisitionseinheit, die Datenverarbeitungseinheit und das Steuerglied ausgebildet sind zum Ausführen des Verfahrens gemäß einem der Ansprüche 1 bis 20.
  22. System zur Leistungsübertragung gemäß Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass der verteilte Temperatursensor (DS) eine optische Faser enthält.
  23. System zur Leistungsübertragung gemäß Anspruch 22, dadurch gekennzeichnet, dass die optische Faser sich in Nähe zu dem elektrischen Kabel befindet.
  24. System zur Leistungsübertragung gemäß Anspruch 22, dadurch gekennzeichnet, dass die optische Faser sich innerhalb des elektrischen Kabels befindet.
  25. System zur Leistungsübertragung gemäß Anspruch 22, dadurch gekennzeichnet, dass der verteilte Temperatursensor (DS) einen mit der optischen Faser verbundenen OTDR-Apparat enthält.
  26. System zur Leistungsübertragung gemäß Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass das Steuersignal ein Alarmsignal ist.
  27. System zur Leistungsübertragung gemäß Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass das Steuersignal ein Regulierungssignal ist, das auf die Einrichtung zum Liefern elektrischer Leistung in die Verbindung einwirkt.
  28. System zur Leistungsübertragung gemäß Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass das Steuersignal ein Regulierungssignal ist, das auf eine mit einem Teilstück der Verbindung verknüpfte Wärmesteuereinrichtung einwirkt.
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