DE69925929T2

DE69925929T2 - Verfahren zur diagnose von isolationsverschlechterungen in unterirdischen kabeln

Info

Publication number: DE69925929T2
Application number: DE69925929T
Authority: DE
Inventors: Harry E. North Vancouver Orton
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 1998-11-23
Filing date: 1999-11-19
Publication date: 2006-05-11
Anticipated expiration: 2019-11-20
Also published as: EP1133701B1; WO2000031556A1; AU1254400A; EP1133701A1; HK1042945A1; US6617859B1; DE69925929D1; CA2352142C; ATE298427T1; JP4566407B2; CA2352142A1; JP2002530681A

Description

Technisches Fachgebiet
Die Erfindung betrifft Verfahren zum Testen unterirdischer isolierter Energiekabel auf eine Verschlechterung der Isolierung, und insbesondere Online-Diagnoseverfahren.
Technischer Hintergrund
Elektrische Energie wird typischerweise mit Hilfe isolierter unterirdische Energiekabel in der ganzen Welt verteilt. Solche Energiekabel bestehen üblicherweise aus einem leitenden Kern aus einem Bündel leitender Adern, welcher von einer semileitendenden Abschirmschicht, einer Isolierschicht, einer zweiten semileitenden Abschirmschicht, einer Lage aus einem Metallband oder schraubenförmig verlaufenden, konzentrischen neutralen leitenden Adern, sowie von einem Mantel oder einer Hülle aus einem Polymermaterial umgeben ist. Die Isolierung solcher Energiekabel hat üblicherweise eine Lebensdauer von etwa 30–40 Jahren. Verschiedene Faktoren können allerdings eine vorzeitige Verschlechterung der Isolierung und einen resultierenden Ausfall des Kabels hervorrufen. Eine übliche Form der Verschlechterung ist „Water Treeing". Die Polymerisolierung absorbiert mit der Zeit Feuchtigkeit, und Ansammlungen von Feuchtigkeit in der Energiekabelisolierung unter elektrischer Belastung werden als „Wasserbäume" bezeichnet. Solche Wasserbäume können Störungen durch kapazitive Leckströme vom Mittelleiter verursachen, die mit der Zeit und unter bestimmten elektrischen Bedingungen zu elektrischem Treeing und letztendlich zu einem vollständigen Ausfall des Kabels führen können. In ähnlicher Weise können Teilentladungen und elektrisches Treeing aufgrund des Vorhandenseins von Unperfektheiten wie Hohlräumen oder Verunreinigungen oder Teilchen in der Isolierschicht im Kabel oder in dessen Anbauteilen entstehen. Dieses Treeing kann einen vorzeitigen Ausfall der Energiekabel hervorrufen.
DE-A-19519744 offenbart ein Verfahren zur Ausfindigmachung von Isolationsfehlern in Kabeln mit Hilfe eines Spannungsgenerators.
EP-A-0165803 offenbart ein System zum Orten von Erdungsfehlern in Energiekabeln. Die Fehlerermittlung beruht auf der relativen Phasendifferenz von zwei Signalen.
Es ist daher für Versorgungsunternehmen wichtig, Energiekabel auf Verschlechterungen testen zu können, um einen Austausch vor Ausfall zu ermöglichen und einen ordentlichen Austauschplan zu erlauben. Dieses Testen erfolgt vorzugsweise „unter Strom", das heißt ohne das Kabel vor dem Testen abzuschalten. Wenngleich das japanische Energiesystem, das erdungsfreie Delta-geschaltete Kabel verwendet, wegen seiner anderen Erdungsanordnung Tests unter Strom erlaubt hat, setzen nordamerikanische Energiekabel und weltweit die meisten anderen Länder auf geerdete, sternverbundene Kabel, die in der Vergangenheit eine Abschaltung des Kabels für das Testen erforderten. Daher besteht Bedarf für ein Diagnoseverfahren, welches an den nordamerikanischen und weltweiten Kabelsystemen eine zerstörungsfreie Online-Diagnose unter Strom gestattet. Wenngleich verschiedene Online- und Offline-Diagnosemethoden bekannt sind, erfordern diese im allgemeinen unterschiedliche Vorgehensweisen zur Erfassung der Stromleckage, weswegen es nicht möglich ist, mit demselben Messaufbau mehrere Diagnoseverfahren durchzuführen.
Mitteilung der Erfindung
Die Erfindung sieht ein Verfahren zur Online-Diagnostizierung einer Isolationsverschlechterung in einem Abschnitt eines unterirdischen Kabels vor, umfassend:

i) Messen des Stromflusses an einer ersten und zweiten Stelle des Kabels mittels eines optischen Stromsensors bei einer von mehreren Stromfrequenzen:
ii) Ermitteln der Stromflussdifferenz bei der einen Frequenz;
iii) Analysieren der Ergebnisse der Stromflussdifferenzermittlung nach Maßgabe einer oder mehrerer der folgenden Diagnostizieranalysen zur Bewertung der Notwendigkeit eines Kabelaustausches:
a) einem Korrosionstest an dem Kabel zur Gewährleistung der Sicherheit der Durchführung von Tests an demselben;
b) einer Teilentladungsanalyse; und
c) einer der folgenden beiden Diagnostiken abhängig von der Art des Isolationsmaterials:
i) einer harmonischen Stromanalyse, sofern die Isolationsschicht querverbundenes Polyethylen oder Ethylenpropylengummi ist, oder
ii) eine Tangens-Delta- oder Verlustwinkel-Diagnostik, falls die Isolationsschicht papierisoliert und bleiumhüllt ist oder Ethylenpropylengummi ist.

Kurzbeschreibung der Zeichnungen
In den Zeichnungen, die eine bevorzugte Ausführungsform der Erfindung darstellen, ist:
1 eine schematische Darstellung eines unterirdischen Kabelsystems, an dem die Erfindung ausgeführt wird, und
2 ein längs der Linie A-A der 1 genommener Querschnitt.
Beste Art bzw. beste Arten zur Ausführung der Erfindung
Bezugnehmend auf die 1 und 2 führt ein standardmäßiges unterirdisches Energiekabel (nicht maßstabsgetreu) – mit 10 bezeichnet – einen elektrischen Strom, dessen maximale Grösse typischerweise 200/600 Ampere bei 50/60 Hertz beträgt. Das Kabel besteht aus einem Litzenleiter 12, konzentrischen neutralen Drähten (auch als „Erdungsdrähte" bezeichnet) 16, die geerdet sind, einer Polymerisolationsschicht 14, halbleitenden Polymerabschirmungen 17 und einem Isoliermantel 19. Wasserbäume 18 entstehen in der Isolationsschicht 14 üblicherweise in Leerräumen oder bei Verunreinigungen 11 oder an Überständen 13, 15.
Es sind heutzutage äußerst genaue optische Stromsensoren 22 und 24, die faseroptisch, plattenartig oder kristallin sein können, zum Messen des Stromflusses im Kabel erhältlich. Solche Sensoren müssen eine Auflösung von 5 × 10^–6 Ampere haben. Optische Sensoren dieses allgemeinen Typs werden derzeit von 3M Corp und Anderen hergestellt. Ein geeigneter optischer Stromsensor wird auf die Kabelenden aufgeschoben oder um das Kabel gewickelt oder auf das Kabel aufgesteckt. Das Licht in der Faser, der Platte oder dem Kristall wird durch das von dem Strom im Leiter erzeugte elektromagnetische Feld gestört und kann kalibriert werden, um den Strom in dem Leiter mit ausreichender Genauigkeit und Linearität zu messen. Das Ausgangssignal der optischen Stromsensoren wird an eine zentrale Verarbeitungseinheit 20 übermittelt, welche die Differenz zwischen den Kabelleiter-Stromflüssen bei 22 und 24 bei unterschiedlichen Frequenzen berechnet. Es werden Messwerte bei unterschiedlichen Frequenzen abhängig von der durchgeführten Diagnostik genommen, seien es 50/60 Hertz, 150/180 Hertz, mehr als oder gleich 50 Kilohertz, oder Gleichstrom. Die Differenz wird dann verarbeitet und auf einem Laptop-Computer 12 angezeigt. Die Daten werden von der Laptop-Software analysiert und auf Grundlage dieser Analyse Empfehlungen für den Kabelaustausch gemacht. Zur Minderung der Effekte von Hintergrundrauschen erfolgt eine zeitliche Mittelung der Daten über eine Zeitdauer von zwanzig Minuten. Es sind mehrere gleichzeitige Kabelprobenanalysen möglich, was den Verwerfungsfaktor der Diagnose erhöht. Das vorliegende Kabeldiagnoseverfahren kann somit wenigstens vier Technologien in der einen Online-Einheit kombinieren und hierdurch die Diagnosefähigkeiten erhöhen.
Korrosion tritt an den konzentrischen neutralen Drähten 16 auf, wenn die konzentrischen neutralen Drähte ohne den Schutz durch einen Isoliermantel 19 an Erde gelegt werden. Korrosion tritt auch auf bei einem beschädigten oder durchlöcherten Mantel, der es dem Strom gestattet, von den konzentrischen neutralen Drähten zu Erde zu gehen. Korrosionsströme können solange fließen, bis die konzentrischen neutralen Drähte vollständig wegerodiert sind, wobei unsichere Spannungen an dem Kabel auftreten können. An diesem Punkt stellt das Kabel eine Sicherheitsgefahr dar und muss sofort ersetzt werden, wie im Electrical Safety Code spezifiziert. Als erster Schritt im Diagnosevorgang ist es daher normalerweise ratsam sicherzustellen, dass die konzentrischen neutralen Drähte intakt sind, und jegliche Korrosion an den konzentrischen neutralen Drähten zu erkennen, um eine Gefahr für die Sicherheit zu vermeiden. Der Korrosionstest kann entweder bei 60 Hertz oder bei DC (Gleichstrom) durchgeführt werden. Die gegenwärtige Methode zur Durchführung eines Korrosionstests ist in den folgenden Veröffentlichungen beschrieben: F. Escalante, U. Bertocci et al., „Development of In-situ Techniques for the Detection of Corrosion of Copper Concentric Neutrals of Electric Cables in Underground Environments" IEEE Transactions on PowerApparatus and Systems, Band PAS-101, Nummer 7, Juli 1982, Seite 2061; K. G. Compton, „Corrosion of Concentric Neutrals of Buried URD Cable", IEEE Transactions on PowerApparatus and Systems, Band PAS-101, Nummer 6, Juni 1982, Seite 1651; "Protecting Copper Underground", EPRI Journal, März 1983, Seite 20. Bei der vorliegenden Erfindung wird der Test mit Hilfe des optischen Stromsensors durchgeführt, indem die Sensoren 22, 24 an der Außenseite der Isolationsschicht 14 an den konzentrischen neutralen Drähten angeordnet werden. Existierende Methoden setzen auf zeitliche Photometrie des Reflexionsgrads, Bodenradar, Stufenpotentiale, Widerstandsmessungen und Erdgradienten, aber keine der bestehenden Methoden setzt einen optischen Stromsensor ein.
Wenn die konzentrischen neutralen Drähte nicht in einem Ausmaß korrodiert sind, das eine Gefahr darstellen könnte, kann das Diagnoseverfahren fortgesetzt werden.
Es hat sich gezeigt, dass dann die folgenden Diagnostiken durchgeführt werden können, um die Verschlechterung des Kabels anhand der von den Sensoren 22, 24 genommenen Messungen zu analysieren.
1. Teilentladungsanalyse
Ungeachtet der für die Isolationsschicht 14 verwendeten Materialart wird eine Teilentladungsanalyse bei 50 Kilohertz oder mehr durchgeführt, um diskrete Problembereiche leichter orten zu können, die durch Teilentladungsaktivität in dem Kabelisolationssystem einschließlich der Kabelanbauteile (Abschlüsse, separierbare Verbinder und Spleiße) und der Kabelisolierung evident sind. Mit Hilfe dieser Analyse können bevorstehende Defekte ermittelt und zwangsweise Stromausfälle vermieden werden. Früher erfolgte diese Analyse mit Hilfe eines „Kapazitätsabgriffs" oder durch Einbau einer Metallelektrode, um eine kapazitive Kopplung mit dem Kabel und seinen Anbauteilen herzustellen. Frühere Methoden zur Durchführung eines Teilentladungstests sind in den folgenden Publikationen beschrieben: R. Bartnikas, „ Power Factor and Corona Discharge Test" in Power Cable Engineering, Kapitel IX, Seite 263 (Sandford Educational Press, 1987); R. Bartnikas, „Corona Measurement and Interpretation" in Engineering Dieletrics, Band 1, Herausgeber R. Bartnikas und E. McMahon, STP 669 (ASTM Press, Philadelphia, 1997); L. A. El-Zeftawy und T. D. Eish "Analytical and Experimental Investigation on Cable Insulation", Modelling Simulation and Control A: General Physics Matter and Waves, Electrical and Electronics Engineering, Band 27, Nummer 3, 1990, Seiten 403–408; R. D. Naybour, "Examination of the Breakdown in New and Aged Polyethylene Cables", Proceedings on the 3^rd Conference on Conduction and Breakdown in Solid Dieletrics, 1989, Trondheim, Norwegen, Seiten 61–65; T. Tanaka, M. Watanabe and K. Yatsuka, "Detecting the Breakdown Causes of LPE Cable by the PPD Method", Revue Generale de l'Electricite, Nr. 1, Januar 1992, Seiten 35–39; L. A. Dissado and J. C. Fothergill, "Partial Discharge and Free Volume Breakdown", Electrical Degradation and Breakdown in Polymers, Kapitel 13, Peter Peregrinus Ltd. Bei der vorliegenden Erfindung wird jedoch die Diagnostik durch direktes Messen des Stromflusses an den Sensoren 22, 24 und durch Analyse der Differenz durchgeführt.
Außerdem wird eine zweite Diagnostik abhängig vom Material der Isolationsschicht 14 durchgeführt. Wenn die Isolationsschicht querverbundenes Polyethylen oder EPR (Ethylenpropylengummi) ist, erfolgt eine harmonische Stromanalyse. Wenn die Isolationsschicht papierisoliert und bleiumhüllt oder EPR ist, wird eine Tangens-Delta- oder Verlustwinkel-Diagnostik angewendet.
2(A). Harmonische Stromanalyse (150/180 Hz)
Im Unterschied zu gesundem Leckstrom von etwa 10 mA bei 60 Hertz zeigt ein schlimm verschlechtertes Kabel einen Leckstrom (differenziell) von etwa 300 Mikroampere bei 180 Hertz (150 Hertz außerhalb Nordamerikas). 50 bis 200 Mikroampere zeigen eine mäßige Verschlechterung an. Das Verfahren zur Durchführung der harmonischen Stromanalyse ist in den folgenden Veröffentlichungen beschrieben: K. Hirotsu, K. Kosoe et al., „Development of Hot-line Diagnosis Method for XLPE Cables by Measurement of Harmonic Current" in Proceedings of the Symposium on Electrical Insulation Materials, Osaka, Japan, September 1994, Band 26, Seiten 455–458; J. Densley, „Aging and Diagnostics in Extruded Insulation for Power Cables" in Proceedings of the 6th International Conference on Conduction and Breakdown in Solid Dieletrics, 22.–25. Juni 1998, Vasteras, Schweden; J. Densley, "Didactic", IEEE ICC Minutes, November 1997, St. Petersburg, Florida. Dieses Verfahren wurde in Japan bei ungeerdeten Kabelsystemen eingesetzt, wurde aber nicht bei nordamerikanischen Systemen angewendet.
2(B). Tangens-Delta- oder Verlustwinkel-Diagnostik
Der 50/60 Hertz Leckstrom (kapazitiver Strom) wird gemessen und mit der angelegten Spannung jedes Kabels verglichen, um den Dissipationsfaktor (Tangens δ) der Kabelisolation zu ermitteln (gemessen bei 60 Hertz in Nordamerika, anderswo 50 Hertz). Eine vergleichende Alterungsbeurteilung zwischen Kabeln kann durch Auswertung der Dissipationsfaktorwerte erhalten werden. Für neue Kabel können Werte von weniger als 1,0 × 10^–4 erwartet werden, wohingegen gealterte Kabel Dissipationsfaktoren nahe 1,0 × 10^–1 haben werden. Anhand dieser Analyse kann leicht eine Kabelaustauschpriorität festgelegt werden. Das Verfahren zur Durchführung des Tangens-Delta-Tests ist in den folgenden Publikationen beschrieben: R. Bartnikas, „Power Factor and Corona Discharge Test" in Power Cable Engeneering, Kapitel IX, Seite 263 (Sandford Educational Press, 1987). Auch dieses Verfahren wurde nicht unter Einsatz von optischen Stromsensoren durchgeführt.
Auf diese Weise kann ein einzelner Stromsensoraufbau zur Durchführung mehrerer Diagnostiken verwendet werden. Indem zwei oder mehr der Diagnostiken durchgeführt werden, kann eine vollständigere und genauere Analyse der Verschlechterung des Kabels erhalten werden. Durch Durchführen aller Tests mit Hilfe eines einzigen Messgeräteaufbaus und einer einzigen Diagnoseeinheit statt vier verschiedener Diag nosegeräte kann ferner die Geschwindigkeit der Analyse erhöht werden und es können die Kosten der Diagnose stark gesenkt werden. Die Tatsache, dass alle Diagnostiken online durchgeführt werden können, verringert die Schaltkosten, die beim Abschalten der Kabel auftreten. Es können zudem Schäden durch Schaltspitzen an der Kabelisolation während des Schattens auftreten, das erforderlich ist, um das Kabel zur Offline-Diagnose vorzubereiten, sowie während der erneuten Unterstromsetzung, wenn die Kabel für den Betrieb wieder zugeschaltet werden.

Claims

Verfahren zum Diagnostizieren einer Isolationsverschlechterung in einem Abschnitt eines unterirdischen elektrischen Verteilerkabels (10), umfassend die Schritte: i) Messen des Stromflusses an einer ersten und zweiten Stelle des unterirdischen elektrischen Verteilerkabels (10) mittels eines Stromsensors bei einer Mehrzahl von Stromfrequenzen oder Gleichstrom; ii) Ermitteln der Stromflussdifferenz bei jeder Frequenz oder Gleichstrom; iii) Analysieren der Ergebnisse der Stromflussdifferenzermittlung nach Maßgabe einer oder mehrerer der folgenden Diagnostizieranalysen zur Ermittlung der Notwendigkeit eines Kabelaustausches: i) einer harmonischen Stromanalyse oder ii) einer Tangens-Delta- oder Verlustwinkel-Diagnose; dadurch gekennzeichnet, dass dieses Verfahren online ohne Trennung des unterirdischen elektrischen Verteilerkabels (10) vom elektrischen Verteilerkreis durchgeführt wird, der Stromfluss an der ersten und zweiten Stelle des unterirdischen elektrischen Verteilerkabels (10) mittels eines ersten und zweiten optischen Stromsensors (22, 24) bei einer Mehrzahl von Stromfrequenzen oder Gleichstrom gemessen wird und die Ergebnisse der Stromflussdifferenzermittlung nach Maßgabe einer oder mehrerer der folgenden Diagnostizieranalysen zur Bewertung der Notwendigkeit eines Kabelaustausches analysiert werden: a) einem Korrosionstest an dem unterirdischen elektrischen Verteilerkabel (10) zur Gewährleistung der Sicherheit der Durchführung von Tests an demselben durch Messen der Differenz des Gleichstroms in den konzentrischen neutralen Drähten (16) des unterirdischen elektrischen Verteilerkabels (10) zwischen der ersten und zweiten Stelle; und falls die konzentrischen neutralen Drähte (16) nicht in einem Maß korrodiert sind, das gefährlich sein könnte, b) einer Teilentladungsanalyse durch Ermitteln, ob eine Teilentladungsaktivität vorhanden ist, unter Verwendung bestehender Methoden zur Teilentladungsanalyse angewendet auf die Stromdifferenz zwischen der ersten und zweiten Stelle; und c) einer der folgenden Diagnostiken abhängig von der Art des Isolationsmaterials: i) einer harmonischen Stromanalyse, falls die Isolationsschicht querverbundenes Polyethylen ist, oder ii) einer Tangens-Delta- oder Verlustwinkel-Diagnostik, falls die Isolationsschicht papierisoliert und bleiumhüllt ist oder iii) einer harmonischen Stromanalyse oder/und einer Tangens-Delta- oder Verlustwinkel-Diagnostik, falls die Isolationsschicht Ethylenpropylengummi ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Korrosionstest zunächst durchgeführt wird und darauf, falls die konzentrischen neutralen Drähte (16) nicht in einem Maß korrodiert sind, das gefährlich sein könnte, die Teilentladungsanalyse und die harmonische Stromanalyse oder/und die Tangens-Delta-Analyse folgen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Korrosionstest bei 50 oder 60 Hertz oder bei Gleichstrom durchgeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Teilentladungsanalyse bei 50 Kilohertz oder darüber durchgeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die harmonische Stromanalyse bei 150 oder 180 Hertz durchgeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Tangens-Delta- oder Verlustwinkel-Diagnostik bei 50 oder 60 Hertz durchgeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der erste und zweite optische Stromsensor (22, 24) faseroptische Stromsensoren sind.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der erste und zweite optische Stromsensor (22, 24) plattenartige optische Stromsensoren sind.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der erste und zweite optische Stromsensor kristalloptische Stromsensoren sind.