WO2020249363A1 - Zustandsueberwachung von ueberspannungsschutzkomponenten - Google Patents

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WO2020249363A1 PCT/EP2020/063773 EP2020063773W WO2020249363A1 WO 2020249363 A1 WO2020249363 A1 WO 2020249363A1 EP 2020063773 W EP2020063773 W EP 2020063773W WO 2020249363 A1 WO2020249363 A1 WO 2020249363A1
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Reiko SAENGER
Hakan Sayinc
Peter Riedel
Oliver SCHADOW
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Leoni Kabel GmbH
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    • H02H9/041—Emergency protective circuit arrangements for limiting excess current or voltage without disconnection responsive to excess voltage using a short-circuiting device

Definitions

  • the present invention relates generally to condition monitoring of surge protection components.
  • the present invention relates to a system and a method for monitoring the status of at least one overvoltage protection component.
  • Overvoltages can damage electrical and electronic components.
  • overvoltages can arise from direct or nearby lightning strikes, from an electromagnetic pulse, from electrostatic discharges or from switching processes in the power supply network and in devices and accordingly sometimes have considerable instantaneous outputs.
  • surge arresters e.g. Spark gaps
  • gas-filled surge arresters also known as gas arresters
  • varistors or suppressor diodes can be considered. With suppressor diodes, in particular, the signal inputs of electrical devices are secured at low voltages.
  • Varistors protect the line voltage input of devices or endangered points in the power grid (e.g. building lightning protection, inputs and outputs of large transformers and traction power substations).
  • Gas arresters are used to protect signal and, in some cases, network lines if very high discharge energies are expected.
  • Surge arresters and surge protection components, as well as high-voltage protection components in general, are sometimes exposed to heavy loads due to their function, namely protection against sometimes very high voltages.
  • the heavy loads can lead to damage or even failure of overvoltage protection components.
  • overvoltage protection systems are often overdimensioned in order to guarantee the desired fail-safety.
  • the oversizing leads to an inefficient dimensioning of such systems and plants.
  • a more efficient dimensioning of surge protection systems is desirable. Requires more efficient sizing however, ideally targeted, precise and / or real-time monitoring of overvoltage protection components of an overvoltage protection system.
  • a system for monitoring the status of at least one overvoltage protection component has a transmission unit and a connection arrangement coupled to the transmission unit.
  • the system also has at least one measuring arrangement coupled to the connection arrangement.
  • the at least one measuring arrangement can be arranged in or on at least one overvoltage protection component.
  • the at least one measuring arrangement is designed to be arranged in or on at least one overvoltage protection component.
  • the at least one measuring arrangement is designed to be arranged in or on at least one overvoltage protection component.
  • the system also has an evaluation unit coupled to the at least one measuring arrangement.
  • the transmission unit is designed to transmit a signal.
  • the transmitting unit and the connection arrangement are coupled in such a way that the signal can be coupled into the connection arrangement.
  • the connection arrangement is designed and arranged in such a way that the coupled-in signal is guided in the direction of the at least one measuring arrangement.
  • the connection arrangement and the at least one measuring arrangement are coupled to one another in such a way that the signal can be coupled into the at least one measuring arrangement.
  • the at least one measuring arrangement is designed to reflect the signal depending on a state of the at least one overvoltage protection component in such a way that the evaluation unit can derive information about the state of the at least one overvoltage protection component from the reflected signal. With the system, a state of the at least one overvoltage protection component can be monitored specifically and / or precisely and / or promptly.
  • the transmitting unit is accordingly designed to transmit several signals.
  • the signal can be an optical signal.
  • the optical signal can be an analog optical signal.
  • the optical transmission unit can be designed to transmit an optical signal, for example an analog optical signal. In this case, the transmission unit can be referred to as an optical transmission unit.
  • the measuring arrangement can be designed to reflect an optical signal, for example an analog optical signal. In this case, the measuring arrangement can be referred to as an analog optical measuring arrangement.
  • the signal can be a digitally modulated signal.
  • the digitally modulated signal can be a discrete-value and time-continuous signal.
  • the digital transmission unit can be designed to transmit a digitally modulated signal.
  • the transmission unit can be referred to as a digital transmission unit.
  • the digitally modulated signal can, for example, be converted into an optical signal after it has been transmitted by the transmitter unit.
  • the signal can be referred to as a digital optical signal, for example.
  • the digitally modulated signal can be converted into an optical signal after it has been transmitted but before it is coupled into the connection arrangement.
  • the measuring arrangement can be designed to reflect a digitally modulated signal or a digital optical signal. In this case, the measuring arrangement can be referred to as a digital optical measuring arrangement.
  • the at least one overvoltage protection component can be designed as at least one surge arrester or be part of a surge arrester.
  • the evaluation unit can have the transmission unit or, conversely, the transmission unit can have the evaluation unit.
  • the transmission unit and the evaluation unit can be arranged together in a common unit (transmission / evaluation unit). Alternatively, the transmission unit and the evaluation unit can be arranged separately from one another in different entities.
  • the at least one measuring arrangement can have a fiber and a measuring component connected to the fiber.
  • the fiber of the at least one measuring arrangement is designed and arranged in such a way as to conduct the signal in the direction of the measuring component of the at least one measuring arrangement.
  • the fiber can be designed as an optical fiber.
  • the optical fiber can be at least partially optically conductive be considered. In the case of using an optical signal, for example an analog optical signal or a digital optical signal, the optical fiber can guide the optical signal.
  • the measurement component may be used as optically acting / optical measurement component being ⁇ forms to be.
  • the measuring component can have a fiber Bragg grating or be designed as a fiber Bragg grating. Additionally or alternatively, the measuring component can have one or more crystals or be designed as one or more crystals. Additionally or alternatively, the measuring component can have one or more fluorescent dyes or be designed as one or more fluorescent dyes.
  • the connection arrangement has an underground cable coupled to the evaluation unit.
  • the connection arrangement has an insulator coupled to the underground cable and the at least one measuring arrangement.
  • the isolator can at least partially have optically isolating properties.
  • the insulator can have, at least partially or in sections, a material in which an optical signal cannot propagate.
  • the insulator can have at least partially electrically insulating properties.
  • the insulator can at least partially or in sections have a material in which an electrical current cannot flow.
  • the transmission unit is designed to transmit a signal.
  • the underground cable is coupled to the transmitter unit in such a way that the signal transmitted by the transmitter unit can be coupled into the underground cable.
  • the underground cable is designed and arranged in such a way that the coupled signal is conducted through the underground cable in the direction of the insulator.
  • the isolator has at least one conductor, for example at least one optical conductor, for example at least one optical waveguide, and is coupled to the underground cable in such a way that the signal conducted through the underground cable in the direction of the isolator into the at least one conductor, e.g. the at least one optical conductor , for example the at least one optical waveguide, of the isolator can be coupled.
  • the at least one conductor, for example the at least one optical conductor, for example the at least one optical waveguide, of the isolator is designed and arranged in such a way that the optical signal coupled into the at least one conductor, for example the at least one optical conductor, for example the at least one optical waveguide, passes through to guide the at least one conductor, for example the at least one optical conductor, for example the at least one optical waveguide, in the direction of the at least one measuring arrangement.
  • the at least one measuring arrangement and the isolator are For example, detachably coupled that the signal passed through the at least one conductor, for example the at least one optical conductor, for example the at least one optical waveguide, of the isolator in the direction of the at least one measuring arrangement can be coupled into the measuring arrangement.
  • the at least one measuring arrangement and the insulator can be detachably coupled to one another in such a way that the signal conducted through the at least one conductor, e.g. the at least one optical conductor, e.g. the at least one optical waveguide, of the insulator in the direction of the at least one measuring arrangement is in the at least one fiber of the at least one measuring arrangement can be coupled in.
  • connections or couplings mentioned herein can have one or more plug connections or have one or more splice connections or be designed as one or more plug connections or as one or more splice connections.
  • the state of the overvoltage protection component can have a temperature, a tensile stress, a compressive stress and / or a degree of humidity of the overvoltage protection component or a temperature, a tensile stress, a compressive stress and / or a degree of humidity of the overvoltage protection component.
  • the state for example a temperature, a tensile stress, a compressive stress and / or a degree of humidity, of at least one overvoltage protection component can be precisely monitored.
  • a temperature for example a temperature, a tensile stress, a compressive stress and / or a degree of humidity
  • Tensile stress and / or compressive stress of the at least one overvoltage protection component are understood to mean a tensile stress and / or compressive stress acting on the at least one overvoltage protection component. From the temperature, the tensile stress, the compressive stress and / or the degree of moisture of the at least one overvoltage protection component, it can be concluded that the at least one overvoltage protection component is functioning normally / abnormally. For example, too high a temperature of the at least one
  • Overvoltage protection component indicate a problem in the at least one overvoltage protection component or a degradation of the at least one overvoltage protection component. In the event of degradation, fault currents flow increasingly which, due to the resistance of the overvoltage protection component, are converted into heat, which leads to an increase in temperature.
  • the system can have a connection device.
  • the connection device is designed to couple or connect the insulator to the at least one measuring arrangement and / or to the at least one overvoltage protection component, for example detachably.
  • the insulator can be coupled or connected to the at least one measuring arrangement and / or to the at least one overvoltage protection component, for example in a detachable manner.
  • the signal can be routed via the connection / coupling of the isolator to the at least one measuring arrangement and / or to the at least one overvoltage protection component by means of the connection device from the isolator to the at least one measuring arrangement and / or from the insulator to the at least one overvoltage protection component or vice versa .
  • the connecting device is designed in particular for outdoor use.
  • the connecting device can be designed for all conceivable climatic conditions in the outside area.
  • the connecting device can have a high-voltage strength that is suitable or sufficient for the respective application.
  • the connecting device can be designed as a plug connection / plug connector or have a plug connection / plug connector.
  • the connection device can have a connection component and a plug connected to the connection component.
  • the connection component can be designed as a plug connection / plug connector or have a plug connection / plug connector.
  • connection component e.g. an optical fiber.
  • the fiber of the connection component is connectable or connected to the insulator in such a way that the at least one conductor, e.g. the at least one optical conductor, for example the at least one optical waveguide, of the isolator, for example an optical signal guided into the at least one fiber, e.g. optical fiber, the connection component can be coupled.
  • the plug is designed to produce a detachable coupling or connection between the connection component and the at least one measuring arrangement and / or the at least one overvoltage protection component.
  • connection component is designed in particular for outdoor use.
  • the connection component can be designed for all conceivable climatic conditions in the outside area.
  • the connection component can have a high-voltage strength that is suitable or sufficient for the respective application.
  • the plug can be designed for outdoor use.
  • the plug can be waterproof, for example.
  • the Plug have a metallic material or be formed from a metallic material.
  • the system can have a coupling device that can be attached to the at least one measuring arrangement and / or to the at least one overvoltage protection component.
  • the coupling device can be releasably connectable to the plug.
  • the coupling device can be designed to seal the transition between the plug and the at least one measuring arrangement and / or the at least one overvoltage protection component. As a result, no function-impairing moisture can penetrate the at least one measuring arrangement and / or the at least one overvoltage protection component.
  • the signal can do the
  • the fiber of the at least one optical measuring arrangement can be coupled to the plug in such a way that the signal enters the fiber, e.g. the optical fiber see can be coupled.
  • the fiber of the at least one measuring arrangement can be designed and arranged such that it runs from the plug or from the coupling device to the measuring component of the at least one measuring arrangement.
  • the fiber can, for example, be embedded with the measuring component in a placeholder of or in the overvoltage protection component. Specific details on this are described later.
  • the system can further include the at least one overvoltage protection component.
  • the at least one overvoltage protection component can be part of the system.
  • the at least one overvoltage protection component can for example have at least one varistor or be designed as at least one varistor.
  • Varistors are voltage-dependent resistors. They change their resistance value depending on the applied voltage. That is why they are also called Voltage Dependent Resistor (VDR).
  • VDR Voltage Dependent Resistor
  • the resistance of a varistor decreases as the voltage increases. At as the voltage decreases, the resistance value increases. From a certain voltage onwards, the varistor has a low resistance and thus prevents a further increase in voltage.
  • the placeholder mentioned above can be used, for example, when producing the at least one overvoltage protection component between varistors /
  • Varistor blocks of the at least one overvoltage protection component can be installed.
  • the varistors / varistor blocks can be checked for their state by the system with the aid of the at least one measuring arrangement, e.g. their temperature. Accordingly, the signal can be applied to the measuring component of the at least one measuring arrangement as a function of the state, e.g. the temperature, one or more varistors e.g. can be changed and reflected so that the evaluation unit uses the reflected signal to provide information about the state, e.g. the temperature of the one or more varistors can be derived.
  • varistors e.g. based on silicon carbide (silicon carbide) and metal oxide.
  • MOV metal-oxide varistors
  • the at least one overvoltage protection component can have at least one metal oxide varistor (MOV), for example a plurality of MOVs, or be designed as at least one MOV, for example a plurality of MOVs.
  • MOVs / MOV varistors are special varistors, i.e. also protective components whose resistance value depends on the voltage.
  • MOV varistors have a very high resistance in their normal state. The resistance falls abruptly above a certain threshold voltage. In the event of an overvoltage, MOV varistors react very quickly, usually within nanoseconds, and divert the overvoltage accordingly quickly.
  • the at least one measuring arrangement is, for example, coupled to the connection arrangement in such a way that the at or in the at least one measuring arrangement is dependent on the state, e.g. the temperature, the signal reflected from the at least one measuring arrangement can be coupled into the connection arrangement.
  • the connection arrangement is designed and arranged, for example, in such a way that the reflected signal is guided in the direction of the evaluation unit.
  • the connection arrangement is coupled to the evaluation unit, for example, in such a way that the reflected signal can be coupled into the evaluation unit.
  • the evaluation unit is
  • the transmission unit and the evaluation unit can be arranged at the same location, for example in a common entity.
  • the path of the signal from the transmitter unit to the measuring arrangement can at least largely correspond to the path of the signal from the measuring arrangement to the evaluation unit.
  • the transmission unit and the evaluation unit can be arranged at different locations.
  • the path of the signal from the transmitter unit to the measuring arrangement can deviate from the path of the signal from the measuring arrangement to the evaluation unit in that a beam splitter is arranged at one point on the path, for example in front of the transmitter unit is designed to redirect the reflected signal to the evaluation unit.
  • the at least one measuring component of the at least one measuring arrangement is connected to the fiber of the at least one measuring arrangement, for example, in such a way that the signal reflected at the at least one measuring component of the at least one measuring arrangement depending on the state, e.g. the temperature, of the at least one measuring arrangement is reflected in the fiber of the at least one measuring arrangement can be coupled in.
  • the fiber of the at least one measuring arrangement is designed and arranged, for example, in such a way that the reflected signal is guided in the direction of the connection arrangement.
  • the fiber is coupled to the connection arrangement, for example, in such a way that the reflected signal can be coupled into the connection arrangement.
  • the connection arrangement is designed and arranged, for example, in such a way that the reflected signal is guided in the direction of the evaluation unit.
  • the connection arrangement is coupled to the evaluation unit, for example, in such a way that the reflected signal can be evaluated by the evaluation unit.
  • the evaluation unit is designed, for example, to derive information about the state, for example the temperature, of the at least one overvoltage protection component from the reflected signal.
  • the system can have a computing unit connected to the evaluation unit.
  • the computing unit is designed to determine a failure probability of the at least one overvoltage protection component from the information about the state, for example the temperature, of the at least one overvoltage protection component.
  • limit values can be defined for this. These can, for example, describe the basic temperature during operation or the decay time after an event such as a lightning strike. This can be implemented, for example, using a lookup table.
  • the system can be designed to be self-learning and determine limit values itself via a long-term measurement of the normal state.
  • the computing unit can be connected to the evaluation unit in a wireless and / or wired manner.
  • the computing unit and the evaluation unit can communicate with one another via the wireless and / or wired connection.
  • the evaluation unit can transmit the information about the state, for example the temperature, of the at least one overvoltage protection component to the computing unit via the wireless and / or wired connection.
  • the computing unit can be designed to determine a possible failure of the at least one overvoltage protection component if the determined failure probability of the at least one overvoltage protection component exceeds a predetermined limit value. Additionally or alternatively, the computing unit can be designed to determine a possible failure of the at least one overvoltage protection component if the determined failure probability of the at least one overvoltage protection component deviates by a predetermined value from a determined failure probability of one or more other of the at least one overvoltage protection components.
  • the computing unit can be designed to warn of the possible failure of the at least one overvoltage protection component if the determined failure probability of the at least one overvoltage protection component exceeds a predetermined limit value. Additionally or alternatively, the computing unit can be designed to warn of the possible failure of the at least one overvoltage protection component if the determined failure probability of the at least one overvoltage protection component deviates by a predetermined value from a determined failure probability of one or more other of the at least one overvoltage protection components.
  • the warning can be given with the aid of an optical and / or acoustic signal.
  • an optical and / or acoustic signal can be given with the aid of an optical and / or acoustic signal.
  • a warning via an automatically generated e-mail or a pop-up message on a smartphone, tablet or other device are mentioned here.
  • the at least one overvoltage protection component can be designed as a multiplicity of overvoltage protection components.
  • Each of the plurality of overvoltage protection components can have a measurement arrangement described herein. In other words, if several overvoltage protection components are to be monitored, each of the several overvoltage protection components can in each case one of the at least one measuring arrangement can be arranged / present.
  • Each of the at least one measuring arrangement can each have a fiber, for example an optical fiber, and a measuring component connected to the fiber.
  • Each of the large number of overvoltage protection components can, as described, be monitored for their condition, for example their temperature.
  • the at least one overvoltage protection component can be designed for overvoltage protection of a series compensation of an energy system.
  • the at least one overvoltage protection component can be used for
  • a series compensation e.g. a series-connected capacitor bank
  • FSC fixed series compensation
  • series compensation is used in energy systems, such as power transmission systems, to increase the transmission capacity of lines by controlling the impedance, to actively control the line impedance (and thereby increase the general network stability) and / or, especially in areas with a high lightning strike -Likelihood to enable operation to be restored quickly (since, for example, a thyristor-protected capacitor does not need to be cooled down after a fault).
  • Fixed capacitors and thyristor-switched capacitors are examples of series compensation.
  • Series-connected capacitors are used in transmission lines for the technological solution of series compensation.
  • the devices are housed on a platform that is completely isolated from the voltage system.
  • the capacitor and the surge protector are both housed on the (steel) platform.
  • Overvoltage protection is a key factor in the design, as the capacitor bank must withstand the residual current flowing through it, even in the event of a serious, nearby fault, e.g. a lightning strike in the transfer line.
  • the primary surge protection typically includes non-linear varistors, a rapid protection device (CapThor) and a rapid bypass switch.
  • CapThor rapid protection device
  • the secondary protection is often made possible by floor-mounted electronics that respond to signals from the optical current transformer of the high-voltage circuit.
  • the overvoltage protection of a fixed series compensation usually has several stacked varistors, usually MOVs.
  • the varistors can form a so-called column or arrester. If a high voltage occurs in the system, the varistors switch in the forward direction and convert this overvoltage into heat.
  • Several, usually up to 22 arrestors / arresters are connected in parallel on an FSC platform, which together protect the system against unforeseeable effects. Providers of such systems try to reduce the number of arresters as far as possible, but so far there has been no way of properly calculating the required number of arrests.
  • the internal structure of an arrester is usually segmented. In a detention center there can therefore be components with relevant functions as well as the aforementioned placeholders that contribute to achieving a certain overall height. These placeholders are sometimes referred to as spacers.
  • the fiber mentioned above for example optical fiber, can be introduced into these placeholders. However, the fiber can also be arranged in other places or components in the arrester.
  • the measuring component can be applied to the varistors, e.g. MOVs, be arranged.
  • fibers can each be arranged on or in an associated placeholder of an arrester and measuring components can each be arranged on an associated varistor, e.g. MOV, be arranged.
  • varistors degrade in the course of their service life due to various effects, such as penetration of moisture, local discharges due to poor contact between varistors, contamination in the housing, which leads to unsuitable voltage distribution in the stack, and mechanical damage due to thermal overload, e.g. after a high current event.
  • Varistors are permanently conductive when a critical voltage value is exceeded and must therefore be replaced, otherwise the system can no longer be switched on.
  • the varistor causing the problem cannot easily be identified with the systems available to date. Therefore, long downtimes are to be expected.
  • the condition monitoring of varistors described here offers the possibility of a precise and / or targeted prediction with regard to the service life and / or maintenance cycles of an arrester or individual varistors.
  • the signal described here and reflected on the measuring component can be further processed by the evaluation unit in such a way that the data can be processed by the processing unit, such as Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) systems.
  • SCADA Supervisory Control and Data Acquisition
  • raw data can be provided by the at least one measuring arrangement and the evaluation unit, which are then processed further by software running on the computing unit in order to calculate possible failures of the at least one overvoltage protection component and, if necessary, to warn of them as a precaution. This means that targeted maintenance can be planned at an early stage.
  • the affected overvoltage protection component can be determined.
  • the system can provide at least one switch, e.g. at least one optical switch.
  • a switch can be provided for each arrester.
  • a switch can be provided per varistor. Regardless of the exact number of switches, the state of the switch or switches is known when measuring, and thus also the location at which the measurement is made. The measurement is therefore carried out with direct traceability to the overvoltage protection component, such as to the varistor.
  • the affected overvoltage protection component e.g. depending on the number of switches, at least more precisely or even precisely and the exchange can at least be more targeted or even targeted.
  • the time-consuming search for the defective part, i.e. the faulty overvoltage protection component can be reduced or, for example, completely eliminated.
  • the core components are checked in fixed cycles. With the most accurate possible knowledge of the condition of the components, one can reduce the maintenance cycles to a necessary or prescribed minimum.
  • the processing unit and the software running on it can be coupled / combined with thunderstorm forecasts. For example, lightning strikes can lead to
  • a method for monitoring the status of at least one overvoltage protection component is provided.
  • the method is carried out by the system according to the first aspect.
  • the method has the following steps: sending a signal by means of the sending unit; Coupling the transmitted signal into the connection arrangement; Passing the coupled-in signal through the connection arrangement in the direction of the at least one measuring arrangement; Coupling the signal conducted through the connection arrangement in the direction of the at least one measuring arrangement into the at least one measuring arrangement; Reflecting the signal in or on the at least one measuring arrangement depending on the state of the at least one overvoltage protection component in such a way that the evaluation unit can derive information about the state of the at least one overvoltage protection component from the reflected signal.
  • FIG. 1 shows a possible configuration of a system for monitoring the status of at least one overvoltage protection component in accordance with an exemplary embodiment
  • FIG. 2a shows a possible embodiment of a measuring arrangement of the system
  • Figure 2b shows a possible embodiment of a measuring arrangement of the system
  • FIG. 3 shows a possible configuration of a system for monitoring the status of at least one overvoltage protection component in accordance with an exemplary embodiment
  • FIG. 4 shows a possible configuration of a system for monitoring the status of at least one overvoltage protection component in accordance with an exemplary embodiment
  • FIG. 5 shows a possible configuration of a system for monitoring the status of at least one overvoltage protection component in accordance with an exemplary embodiment
  • FIG. 6 shows a possible embodiment of a connecting device of the system from one of FIGS. 1 or 3 to 5.
  • FSC Fixed series compensation
  • Capacitor bank must be able to withstand the residual current even in the event of a serious disturbance nearby, e.g. a lightning strike in the transfer line.
  • Primary surge protection typically includes non-linear varistors, a rapid protection device (CapThor), and a rapid bypass switch.
  • the secondary protection is made possible by floor-mounted electronics that respond to signals from the optical current transformer of the high-voltage circuit.
  • the overvoltage protection has stacked varistors, usually metal oxide varistors (MOV), which form a column or an arrester.
  • MOV metal oxide varistors
  • varistors based on silicon carbide (silicon carbide) and metal oxide are widely used.
  • Varistors degrade in the course of their service life due to various effects, such as ingress of moisture, local discharges due to poor contact between varistors, contamination in the housing, which leads to unsuitable voltage distribution in the varistor stack, and mechanical damage due to thermal overload after a high-current event.
  • Varistors are permanently conductive when a critical voltage value is exceeded and must be replaced, otherwise the system can no longer be switched on. The causing varistor cannot be easily identified. Therefore, long downtimes are to be expected.
  • the condition monitoring of varistors is desired in order to make an exact prediction with regard to the service life and maintenance cycles of an arrester or individual varistors. Such status monitoring of MOVs is currently not yet reliably possible.
  • Current approaches can be divided into optical, electrical and thermal MessRoci ⁇ pien. The only known optical measuring device is the optical-electrical surge counter. This measures the number of superelevations gen and provides it with a time stamp. Electrical versions of such counters are also known. With the electrical measurement principles, a further distinction can be made between leakage current meters, a measurement of the third harmonic frequency (Third Harmonie Current Measure) and partial discharge meters (Partial Discharge Detection).
  • the so-called surge counters two electrodes are arranged parallel to one another. If an MOV is activated, a current flashover occurs between the electrodes, which leads to an optical signal that can be measured with an optical fiber and evaluated with a receiver. Since the measuring principle is based on a flashover between the electrodes, it inevitably leads to a degradation of the electrode surface. According to the manufacturer, the electrodes must be replaced in the event of degradation for uninterrupted operation. The measurement takes place optically. The duration and number of flashovers can also be recorded. However, without unscrewing the device, it is not possible to determine whether the electrodes are degraded (have bullet holes). A general check of these measuring devices is also recommended after storms. The measuring method has a high maintenance requirement for the built-in electrodes alone.
  • the optical measurement of the rollover does not allow the cascading / combination of several sensors and a single receiver (the measurement must be carried out continuously in order not to miss a rollover; the measurement window is ms, ie if you install switches, an event may be missed; in the case of cascading, it is not possible to identify which event comes from which arrester or which column).
  • Leakage flow meters are also known. These are measuring devices for determining the leakage current.
  • the leakage current is made up of a resistive current (5-20%, 10 mA - hundreds of mA) and a capacitive current (80-95%, 0.2 mA - 0.3 mA). Since the leakage current is dominated by the capacitive current, the low-error measurement of the resistance current is extremely susceptible to electromagnetic noise in practice.
  • Various compensation methods are used to differentiate the resistive current from the capacitive current, such as a constant phase shift method, a modified "shift current" method. method, a multi-coefficient compensation method, an active power measurement, a method of least squares, etc.
  • Devices are known that detect discharges with amplitudes above 10 A, evaluate the total leakage current and the resistive current and generate statistics. The evaluation is based on the analysis of the third harmonic.
  • the data can be read out from a distance of 60 m (optionally 120 m), so that the service staff does not need any access authorization for the substation or substation.
  • the device does not need an external power supply, as it can be operated by solar cells and the applied electrical field.
  • leakage flow meters are relatively inexpensive.
  • digital signal processing is necessary.
  • the use of this method for calculating the resistance current and online monitoring is actually limited by the electromagnetic noise that occurs.
  • some of the measurement results depend on on the way of earthing. The mere measurement of high resistance currents does not directly indicate damage to the arrester. Further measurements are necessary.
  • Third harmony current sensors are also known.
  • the non-linear characteristic of MOVs leads to harmonic frequencies in the spectrum.
  • a voltage curve with an ideal sinusoidal curve would not lead to harmonic components of the current strength.
  • the presence of harmonic components in the voltage curve leads to a proportion of the third harmonic frequency.
  • the harmonic component depends on the amplitude of the resistive current and the degree of non-linearity (function of voltage and temperature).
  • the third harmonic is made up of a capacitive and a resistive current component. Signs of aging always lead to an increase in the resistive component.
  • a common method is to measure the component of the third harmonic and to add a correction factor to the resistive component
  • Partial discharge measurement are also known.
  • a partial discharge meter detects localized electrical flashovers in solids or liquids that occur when high voltage is applied.
  • a detector measures the actual moving charge in pico-coulombs as a function of time. The measurement procedure takes into account the detection, classification and localization of the discharge. Such measurements are costly. There are hardly any portable devices available. The distinction from background noise is not trivial.
  • partial discharges only occur in damp weather.
  • Vref Testing The measurement of the current-voltage characteristic (Vref Testing) is also known.
  • a MOV has a characteristic non-linear current-voltage curve, which is provided by the manufacturer when it is passed on. Due to the aging of the arrest, this changes in the course of its life.
  • a measurement of the characteristic curve and a comparison with the characteristic curve provided by the manufacturer allows conclusions to be drawn about the state of aging. This procedure only makes sense to measure a single MOV that needs to be isolated from the overall system. The process is costly. Access to the installation is required.
  • FIG. 1 shows a system for monitoring the status of at least one overvoltage protection component.
  • the system 1 has a transmission unit 10.
  • the system 1 has a connection arrangement 20 coupled to the transmitter unit 10.
  • the system 1 furthermore has at least one measuring arrangement 40 coupled to the connection arrangement 20.
  • the connection arrangement is 20 coupled to the measuring arrangement 40 via a connecting device 30.
  • the measuring arrangement 40 is designed for arrangement in or on at least one overvoltage protection component 50.
  • the overvoltage protection component 50 is designed as part of an arrester, such as a varistor of an arrester, or as an arrester.
  • the measuring arrangement 40 has, purely by way of example, a fiber 42 and a measuring component 44 connected to the fiber 42.
  • FIGS. 2a and 2b A top view of an example of a measuring arrangement 40 is shown in FIGS. 2a and 2b.
  • the measuring arrangement 40 has a metallic housing 46.
  • the fiber 42 is guided into the metallic housing 46 via a protective tube 48.
  • the fiber 42 has the shape of a coil or spiral and winds in the metallic, cylindrical housing 46 in a spiral shape or in a circular manner upwards or downwards when viewed from above.
  • a measuring component 44 is arranged at one end of the fiber 42.
  • the cylindrical metallic housing 46 can be the above-described placeholder of an arrester, for example the arrester from FIG. 1.
  • the measuring component 44 can have a fiber Bragg grating or be designed as a fiber Bragg grating. Examples of measuring arrangements 40 with such a fiber Bragg grating are shown in connection with other components of the system 1 in FIGS. 3 and 4.
  • the condition monitoring of the overvoltage protection component 50 (e.g. part of the arrester or the arrester) from FIG. 1 can take place as follows.
  • the system 1 is exemplified as an optical system, i. the system 1 works with an optical signal. Accordingly, with respect to Figures 3 and 4, some of the components are considered optical
  • the system 1 has an evaluation unit 12 coupled to the at least one optical measuring arrangement 40.
  • the transmission unit 10 is designed to transmit an optical signal.
  • An exemplary spectrum 82 of the optical signal is shown in FIG.
  • An exemplary wavelength profile of the optical signal is shown in FIG.
  • the optical transmission unit 10 and the optical connection arrangement 20 are coupled in such a way that the optical signal is coupled into the optical connection arrangement 20.
  • the optical connection arrangement 20 is designed and arranged such that the coupled optical signal in the direction of the at least one optical measuring device Order 40 to direct.
  • the optical connecting arrangement 20 and the at least one optical measuring arrangement 40 are coupled to one another, for example via the connecting device 30 from FIG. 1, that the optical signal is coupled into the optical fiber 42 of the at least one optical measuring arrangement 40.
  • the optical fiber 42 and the optical measuring component 44 of the at least one optical measuring arrangement 40 are connected to one another in such a way that the optical signal is guided in the direction of the optical measuring component 44.
  • the optical measuring component 44 of the at least one measuring arrangement 40 is designed to reflect the optical signal as a function of a state of the at least one overvoltage protection component 50. This results in a reflected spectrum 86 of the optical signal (see FIG. 3) or a reflected wavelength range of the optical signal (see FIG. 4). Another part of the optical signal is transmitted on the optical measurement component 44. This results in a transmitted spectrum 84 of the optical signal (see FIG. 3) or a transmitted wavelength range of the optical signal (see FIG. 4).
  • the evaluation unit 12 is designed to derive information about the state of the at least one overvoltage protection component 50 from the reflected optical signal. For example, the evaluation unit 12 is formed from the reflected spectrum of the optical signal ( Figure 3) or the reflected wavelength range of the optical signal ( Figure 4) information about the state of the
  • the signal reflected on the optical measuring component 44 (with the reflected spectrum or the reflected wavelength range) can be conducted through the optical fiber 42 in the direction of the evaluation unit 12. After leaving the optical fiber 42, the reflected signal can be directed specifically to the evaluation unit 12, for example by means of a beam splitter.
  • the fiber-optic condition monitoring can be carried out by means of so-called fiber Bragg gratings (FBG) as measuring component 44.
  • FBG fiber Bragg gratings
  • These components have a local refractive index structure (length approx. 20 mm) which, at a selected signal wavelength, reflect and / or transmit an optical signal, such as a laser signal, to a predetermined degree, similar to a mirror. If external influences such as tensile stress, compressive stress, temperature or humidity act on such a component, the degree of reflection or transmission changes measurably at the selected wavelength. This changes the reflected spectrum or the reflected wavelength range of the optical signal. This change compared to the normal state can be recognized by the evaluation unit 12.
  • the fiber optic sensors can be used to measure the status of one or more MOVs.
  • a metal cylinder with the construction shown in FIGS. 2a and 2b can be used for this.
  • the dimensions of the metal cylinder can be adapted to the MOV to be measured.
  • Example ⁇ as it may, the metal cylinder is a placeholder of a Arresters han ⁇ spindles.
  • different materials can be selected (aluminum alloys, copper, etc.). Since the optical measurement method is based on reflection, the reflectivity of the FBG can be selected to be high (50-99.99%) in order to maximize the signal to be measured and thus use the simplest possible measurement technology.
  • the circular or spiral laying of the fiber 42 compensates for a Moegli ⁇ che radially acting tension which is due to a thermal expansion of the metal cylinder in dependence on the temperature condition.
  • the fiber 42 can be fixed in an additional housing (e.g. a stainless steel tube) in order to decouple the thermally caused tensile stress.
  • an additional housing e.g. a stainless steel tube
  • a fiber optic measuring method for the determination of the condition e.g. the temperature of a surge protection component 50, e.g. a MOV.
  • a surge protection component 50 e.g. a MOV.
  • significant added value can be achieved in terms of function / aging monitoring of arresters and predictive maintenance of the entire system.
  • FIG. 5 schematically shows a possible configuration of a system 1 according to an exemplary embodiment.
  • the system 1 from FIG. 5 is also described by way of example with the transmission of an optical signal.
  • the transmission of other signals and their conversion (after transmission) into optical signals, for example, is conceivable; the system 1 can in this case be adapted to the transmission of such other signals.
  • the system 1 has a control system 2, shown by way of example in FIG. 5 in the form of a wheelhouse.
  • a transmitter unit 10 is provided in the control system 2.
  • the system 1 also has an underground cable 22.
  • the underground cable 22 is coupled / connected to the transmitter unit 10 via a coupling point 14.
  • the underground cable 22 is part of the aforementioned connection arrangement 20.
  • the system 1 also has an insulator 26.
  • the insulator 26 is connected to the underground cable 22 coupled / connected via a coupling point 24.
  • the insulator 26 is part of the aforementioned connection arrangement 20.
  • the system 1 has at least one overvoltage protection component 50.
  • four overvoltage protection components 50 are shown, all of which are designated below with the reference symbol 50 and are additionally provided with the designations 1, 2, 3 and n in FIG. 5 to indicate that any number from 1 to n of surge protection components 50 may be provided.
  • the overvoltage protection components 50 are connected to the insulator 26 via a connection device 30.
  • the overvoltage protection components 50 in FIG. 5 are each designed as arrester or part of an arrester. Each of the arresters has one or more varistors.
  • the system 1 also has a computing unit 70.
  • FIG. 5 shows several series-connected capacitors which together form a series-connected capacitor bank (FSC) 60.
  • FSC series-connected capacitor bank
  • the evaluation unit 12 and the transmission unit 10 are, for example in FIG. 5, a common unit (also referred to as an interrogator), i.e. for example, the transmission unit 10 and the evaluation unit 12 are merged into a common unit.
  • the transmitting unit 10 can alternatively also be an entity separate from the evaluation unit 12.
  • the transmission unit 10 is designed to provide analog optical signals
  • optical signal To send out signals.
  • one of these analog optical signals is referred to as an optical signal.
  • the transmission unit 10 is coupled to the underground cable 22 via the coupling point 14 in such a way that the optical signal is coupled into one or more optical fibers arranged in the underground cable 22.
  • the underground cable 22 is designed to transmit the optical signal between the transmitter unit 10 / evaluation unit 12 and the isolator 26.
  • the underground cable 22 is thus designed, on the one hand, to conduct the signal coupled into the underground cable 22 from the transmitter unit 10 via the coupling point 14 in the direction of the insulator 26.
  • the underground cable 22 is designed for use outdoors. Therefore, the underground cable 22 satisfies
  • the insulator 26 is designed for use outdoors.
  • the insulator 26 is designed as a so-called composite insulator.
  • the isolator 26 also has one or more optical conductors, for example optical waveguides (LWL), which is / are guided through the isolator 26 (not shown separately in FIG. 5).
  • LWL optical waveguides
  • the isolator 26 is coupled to the underground cable 22 via a coupling point 24 in such a way that the optical signal from the underground cable 22 is coupled into the optical conductor, for example the optical fiber, of the isolator 26.
  • the isolator 26 is connected to the overvoltage protection components 50 via a connection device 30.
  • the connecting device 30 is designed for outdoor use. Furthermore, the connecting device 30 has sufficient high voltage strength.
  • One or more optical conductors, for example fiber optics or optical fibers, which conduct the optical signal, run inside the connecting device 30.
  • the connecting device 30 can be designed, for example, as a plug connection 30, as is shown by way of example in FIG.
  • a plug 32 is provided, which is also shown as an example in FIG.
  • the plug connection 30 and thus also the plug 32 are designed for outdoor use.
  • the plug 32 enables a detachable connection to the overvoltage protection components 50. This enables simple and low-risk installation.
  • the plug connection 30 and thus also the plug 32 are watertight and metallic.
  • the (waterproof) plug 32 is plugged into a type of coupling / coupling that is attached to the upper end of each surge protection component 50 during installation.
  • This coupling / coupling seals the transition between plug 32 and overvoltage protection components 50 in such a way that no function-disruptive moisture can penetrate into overvoltage protection components 50 and the optical signal (the light signal) can still pass this transition.
  • the coupling / coupling is designed as a wall duct or has a wall duct.
  • An optical measuring arrangement 40 is provided in each overvoltage protection component 50. For example, a measuring arrangement 40 is located inside each overvoltage protection component 50.
  • This measuring arrangement 40 is provided, for example, on the input side with a plug 34 which is connected inside during the production of the respective overvoltage protection component 50 is attached to the coupling / coupling. From there, an optical fiber 42 suitable for high temperatures leads to the measuring component 44 of each measuring arrangement 40.
  • Each of the overvoltage protection components 50 can have such an optical fiber 42.
  • This optical fiber 42 is embedded with the measuring component 44 in a placeholder of an arrester, which is installed between the varistors, for example MOVs or MOV blocks, of the overvoltage protection components 50 during the manufacture of the overvoltage protection components 50. These MOVs or MOV blocks are monitored for their status. This embedding the respective varistors, for example MOVs or MOV blocks, of the overvoltage protection components 50 during the manufacture of the overvoltage protection components 50. These MOVs or MOV blocks are monitored for their status. This embedding the respective varistors, for example MOVs or MOV blocks, of the overvoltage protection components 50 during the manufacture of the overvoltage protection
  • the measuring arrangement 40 for example the fiber 42 and / or the measuring component 44, in the placeholder takes place in such a way that ideally no mechanical stress whatsoever acts / arises on the measuring arrangement 40, in particular the measuring component 44, since the MOVs or MOV blocks during the completion of the respective overvoltage protection component 50 are fixed with pressure, which also acts on the placeholder.
  • pressure is also recognized by the measuring arrangement 40, in particular the measuring component 44.
  • this pressure should not be measured. For example, only the temperature of each MOV or each MOV block or each overvoltage protection component 50 or each arrester should be determined, and so pressure could (dramatically) falsify the measured values.
  • the optical signal is changed and reflected back at the measuring component 44, which can also be referred to as a measuring probe.
  • the reflected optical signal arrives at the evaluation unit 12, for example as part of the transmission unit 10.
  • the measurement component 44 of each of the measurement arrangements 40 (each of the overvoltage protection components 50) with its associated optical fiber 42 is of this type connected that the on the respective measuring component 44 depending on the state, for example the temperature, the respective overvoltage protection component 50 changed and reflected optical signal is coupled into the optical fiber 42.
  • the respective optical fiber 42 is designed and arranged in such a way that the reflected optical signal in
  • the respective optical fiber 42 is coupled to the isolator 26 in such a way that the reflected optical signal is coupled into the optical conductor, for example optical fiber, of the isolator 26.
  • the optical conductor, for example fiber optic cable, of the insulator 26 is designed and arranged in such a way that the reflected optical signal is guided in the direction of the underground cable 22.
  • the underground cable 22 is designed and arranged in such a way that the reflected optical signal is guided in the direction of the evaluation unit 12.
  • the underground cable 22 is coupled to the evaluation unit 12 in such a way that the reflected optical signal is coupled into the evaluation unit 12. is cash.
  • the evaluation unit 12 is for example adapted from the reflectors ⁇ formatted optical signal information on the state, such as the temperature to derive the overvoltage protection components 50th
  • the reflected optical signal can thus be read by the evaluation unit 12, analyzed and translated into temperature values.
  • the temperature values can be read out via one or more interfaces and forwarded to the computing unit 70, for example a computer center.
  • Further processing of the data can take place in the computing unit 70.
  • the data obtained with the aid of the hardware components described above can be imported into software in the computing unit 70. This compares the measured values of all monitored overvoltage protection components 50 and warns if one or more overvoltage protection components 50 behave differently than the others.
  • the switching state of at least one optical switch provided in the system 1 the respective overvoltage protection component 50 on which the measurement is being carried out can be determined at least approximately.
  • the switching state of the optical switch can, for example, precisely identify the respective overvoltage protection component 50.
  • the system 1 can for example have such a switch. Alternatively, such a switch can be provided in the system 1 per arrester.
  • such a switch can be provided in system 1 per overvoltage protection component 50 or per varistor (e.g. per MOV). Since the measuring points can be identified, it can also be said at least approximately exactly which of the overvoltage protection components 50 is behaving abnormally and an exchange can be carried out in a targeted manner. This enormously reduces the shutdown time of the system. Trends can also be identified and an exchange recommended at an early stage according to a scheme. The real behavior of the overvoltage protection components 50 (whose layout is based on theoretical models) can also be specified more precisely using the software. This could possibly reduce the number of overvoltage protection components 50 to be installed. All rules (when does the software react, how and which warning messages or recommendations it issues) can be defined within the software. This means that project-specific requirements (which are different every time) can be met and yet there is added value.
  • project-specific requirements which are different every time
  • condition measurement explained above can be summarized in the following two steps with reference to the example of temperature monitoring.
  • a first step long-term measurement of the temperature of various types of MOVs can be used to establish a correlation between the temperature, the current-voltage characteristic and the (aging) condition of the MOVs.
  • MOVS eg electrical discharges
  • the course can be fitted and the fit coefficients for the present MOV types can be determined.
  • the current-voltage characteristics can be determined and the temperature measured as a function of the current intensity. Measured using the current intensity, a higher temperature will be set for a MOV that has aged more strongly than for a MOV that has aged less at a fixed current value. This tendency is also to be expected for the course of the voltage.
  • a second step by correlating environmental influences (e.g. weather data, lightning strikes) with the measured temperature for known currents and voltages based on the data from the first step, an assessment of the (health) condition of the / each MOV can be made.
  • Absolute temperature values can serve as alarm thresholds.
  • Pattern recognition can also be operated with neural networks, which establishes a correlation between events in the network, the weather and the temperature profile. For example, a series of lightning strikes will usually affect the temperature of the MOV over time.
  • the data processed in this way from the processing unit 70 or a storage unit connected to the processing unit 70, e.g. a cloud, can be converted into a warning message to the end user. Thus the failure of an entire arrester can be avoided. The predictability of failures creates significant added value.
  • a system 1 for temperature monitoring (for temperature monitoring) of overvoltage protection components 50 (components at high voltage level) is thus provided.
  • the system 1 can be used, for example, for the more efficient layout of FSC systems, as well as for reducing downtime and for reducing the maintenance effort of such systems. If such systems fail, the network is inefficient and costs the operator a lot of money in a very short time. System 1 therefore increases the efficiency of FSC systems.
  • System 1 can also be used to reduce the downtime of medium-voltage systems. Maintenance intervals can be planned. In case of defects, the defective component can be identified from a distance and the necessary spare parts procured planned ⁇ to. Overall, this results in considerable efficiency advantages for operators of medium-voltage systems. Such a system 1 may possibly be of interest to insurers in order to be able to intercept risks.
  • the applicability of the system 1 is not restricted to this.
  • it can also be used for charging cables in the field of e-mobility.
  • the system 1 can also be used in other areas in which overvoltage protection components 50, such as arresters in general or surge arresters in particular, are used.
  • the system 1 can also be used there for condition monitoring.
  • Another example is the temperature measurement of other electrical components in a high-voltage (HV) environment with a planar surface.
  • HV high-voltage

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Abstract

Es werden ein System und ein Verfahren zur Zustandsüberwachung mindestens einer Überspannungsschutzkomponente vorgeschlagen. Das System weist eine Sendeeinheit und eine mit der Sendeeinheit gekoppelte Verbindungsanordnung auf. Das System weist ferner mindestens eine mit der Verbindungsanordnung gekoppelte Messanordnung auf. Die mindestens eine Messanordnung ist zur Anordnung in mindestens einer Überspannungsschutzkomponente ausgebildet. Das System weist ferner eine mit der mindestens einen Messanordnung gekoppelte Auswerteeinheit auf.

Description

Zustandsüberwachung von Uberspannungsschutzkomponenten Die vorliegende Erfindung betrifft im Allgemeinen die Zustandsüberwachung von Überspannungsschutzkomponenten. Im Speziellen betrifft die vorliegende Erfindung ein System und ein Verfahren zur Zustandsüberwachung von mindestens einer Überspannungsschutzkomponente. Überspannungen können zur Beschädigung elektrischer und elektronischer Komponenten führen. Zum Beispiel können Überspannungen durch direkte oder nahegelegene Blitzeinschläge, durch einen elektromagnetischen Puls, durch elektrostatische Entladungen oder durch Schaltvorgänge im Stromnetz und in Geräten entstehen und dementsprechend teilweise erhebliche Momentanleistungen haben.
Zum Schutz vor derartigen Überspannungen werden heutzutage je nach Einsatzweck verschiedene Geräte, Komponenten oder Bauelemente eingesetzt. Als Überspannungsableiter kommen z.B. Funkenstrecken, gasgefüllte Überspanunungsableiter (auch als Gasableiter bezeichnet), Varistoren oder Suppressordioden in Betracht. Mit Suppressordioden werden insbesondere die Signaleingänge von elektrischen Geräten bei kleinen Spannungen gesichert. Varistoren schützen den Netzspannungseingang von Geräten oder gefährdete Stellen der Stromnetze (z.B. Gebäude- Blitzschutz, Ein- und Ausgänge von Großtransformatoren und Bahnstrom-Unterwerken). Mit Gasablei- tern schützt man Signal- und teilweise auch Netzleitungen, wenn sehr hohe Ableiten- ergien erwartet werden.
Überspannungsableiter und Überspannungsschutzkomponenten sowie Hochspannungsschutzkomponenten im Allgemeinen sind aufgrund ihrer Funktion, nämlich dem Schutz vor teilweise sehr hohen Spannungen, teilweise starken Belastungen ausge- setzt. Die starken Belastungen können zu Beschädigungen bis hin zum Ausfall von Überspannungsschutzkomponenten führen.
Zur Behebung dieser Problematik werden entsprechende Ü berspa n n u ngssch utzsys- teme oftmals überdimensioniert, um eine gewünschte Ausfallsicherheit zu gewährleisten. Die Überdimensionierung führt zu einer ineffizienten Dimensionierung derartiger Systeme und Anlagen. Eine effizientere Dimensionierung von Überspannungsschutzsystemen ist wünschenswert. Eine effizientere Dimensionierung erfordert jedoch eine idealerweise gezielte, genaue und/oder zeitnahe Überwachung von Überspannungsschutzkomponenten eines Überspannungsschutzsystems.
Es besteht daher ein Bedarf nach einer gezielten, genauen und/oder zeitnahen Überwachung von Überspannungsschutzkomponenten.
Gemäß einem ersten Aspekt der Erfindung wird ein System zur Zustandsüberwachung von mindestens einer Überspannungsschutzkomponente bereitgestellt. Das System weist eine Sendeeinheit und eine mit der Sendeeinheit gekoppelte Verbin- dungsanordnung auf. Das System weist ferner mindestens eine mit der Verbindungsanordnung gekoppelte Messanordnung auf. Die mindestens eine Messanordnung ist in oder an mindestens einer Überspannungsschutzkomponente anordenbar. Anders ausgedrückt ist die mindestens eine Messanordnung dazu ausgebildet, in oder an mindestens einer Überspannungsschutzkomponente angeordnet zu werden. Anders ausgedrückt ist die mindestens eine Messanordnung zur Anordnung in oder an mindestens einer Überspannungsschutzkomponente ausgebildet. Das System weist ferner eine mit der mindestens einen Messanordnung gekoppelte Auswerteeinheit auf. Die Sendeeinheit ist dazu ausgebildet, ein Signal auszusenden. Die Sendeeinheit und die Verbindungsanordnung sind derart gekoppelt, dass das Signal in die Verbin- dungsanordnung einkoppelbar ist. Die Verbindungsanordnung ist derart ausgebildet und angeordnet, das eingekoppelte Signal in Richtung der mindestens einen Messanordnung zu leiten. Die Verbindungsanordnung und die mindestens eine Messanordnung sind derart miteinander gekoppelt, dass das Signal in die mindestens eine Messanordnung einkoppelbar ist. Die mindestens eine Messanordnung ist dazu aus- gebildet, das Signal in Abhängigkeit eines Zustands der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente derart zu reflektieren, dass von der Auswerteeinheit aus dem reflektierten Signal Informationen über den Zustand der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente ableitbar sind. Mit dem System kann ein Zustand der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente gezielt und/oder genau und/oder zeitnah überwacht werden. Aus dem Zustand der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente kann auf eine normale / anormale Funktionsweise der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente geschlossen werden. Beispielsweise kann ein anormaler Zustand auf ein Problem in und/oder eine Beschädigung der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente hindeuten. Auch wenn hierin jeweils nur auf ein Signal Bezug genommen wird, so können auf entsprechende Weise mehrere Signale Verwendung finden. Die Sendeeinheit ist demgemäß dazu ausgebildet, mehrere Signale auszusenden. Das Signal kann ein optisches Signal sein. Bei dem optischen Signal kann es sich um ein analoges optisches Signal handeln. Die optische Sendeeinheit kann dazu ausgebildet sein, ein optisches Signal, beispielsweise ein analoges optisches Signal, auszusenden. In diesem Fall kann die Sendeeinheit als optische Sendeeinheit bezeichnet werden. Die Messanordnung kann dazu ausgebildet sein, ein optisches Signal, bei- spielsweise ein analoges optisches Signal, zu reflektieren. In diesem Fall kann die Messanordnung als analoge optische Messanordnung bezeichnet werden.
Das Signal kann ein digital moduliertes Signal sein. Bei dem digital modulierten Signal kann es sich um ein wertdiskretes und zeitkontinuierliches Signal handeln. Die digitale Sendeeinheit kann dazu ausgebildet sein, ein digital moduliertes Signal auszusenden. In diesem Fall kann die Sendeeinheit als digitale Sendeeinheit bezeichnet werden. Das digital modulierte Signal kann beispielsweise nach seiner durch die Sendeeinheit erfolgten Aussendung in ein optisches Signal umgewandelt werden. In diesem Fall kann das Signal beispielsweise als digitales optisches Signal bezeichnet werden. Zum Beispiel kann das digital modulierte Signal nach seiner Aussendung aber vor seiner Einkopplung in die Verbindungsanordnung in ein optisches Signal umgewandelt werden. Die Messanordnung kann dazu ausgebildet sein, ein digital moduliertes Signal oder ein digitales optisches Signal zu reflektieren. In diesem Fall kann die Messanordnung als digitale optische Messanordnung bezeichnet werden.
Die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente kann als mindestens ein Überspannungsableiter ausgebildet sein oder Teil eines Überspannungsableiters sein. Die Auswerteeinheit kann die Sendeeinheit aufweisen oder umgekehrt kann die Sendeeinheit die Auswerteeinheit aufweisen. Die Sendeeinheit und die Auswerteeinheit können zusammen in einer gemeinsamen Einheit (Sende-/ Auswerteeinheit) angeordnet sein. Alternativ können die Sendeeinheit und die Auswerteeinheit voneinander getrennt in verschiedenen Entitäten angeordnet sein.
Die mindestens eine Messanordnung kann eine Faser und eine mit der Faser verbun- dene Messkomponente aufweisen. Die Faser der mindestens einen Messanordnung ist derart ausgebildet und angeordnet, das Signal in Richtung der Messkomponente der mindestens einen Messanordnung zu leiten. Die Faser kann als optische Faser ausgebildet sein. Die optische Faser kann als zumindest teilweise optisch leitfähig angesehen werden. Im Falle der Verwendung eines optischen Signals, z.B. eines analogen optischen Signals oder eines digitalen optischen Signals, kann die optische Faser das optische Signal leiten. Die Messkomponente kann als optisch wirkende / optische Messkomponente ausge¬ bildet sein. Die Messkomponente kann ein Faser-Bragg-Gitter aufweisen oder als Faser-Bragg-Gitter ausgebildet sein. Zusätzlich oder alternativ kann die Messkomponente ein oder mehrere Kristalle aufweisen oder als einer oder mehrere Kristalle ausgebildet sein. Zusätzlich oder alternativ kann die Messkomponente ein oder meh- rere fluoreszierende Farbstoffe aufweisen oder als einer oder mehrere fluoreszierende Farbstoffe ausgebildet sein.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel weist die Verbindungsanordnung ein mit der Auswerteeinheit gekoppeltes Erdkabel auf. Gemäß dem Ausführungsbeispiel weist die Verbindungsanordnung einen mit dem Erdkabel und der mindestens einen Messanordnung gekoppelten Isolator auf. Der Isolator kann zumindest teilweise optisch isolierende Eigenschaften haben. Anders ausgedrückt kann der Isolator zumindest teilweise oder abschnittsweise ein Material aufweisen, in dem ein optisches Signal sich nicht ausbreiten kann. Zusätzlich oder alternativ kann der Isolator zumindest teilweise elektrisch isolierende Eigenschaften haben. Anders ausgedrückt kann der Isolator zumindest teilweise oder abschnittsweise ein Material aufweisen, in dem ein elektrischer Strom nicht fließen kann. Die Sendeeinheit ist dazu ausgebildet, ein Signal auszusenden. Das Erdkabel ist mit der Sendeeinheit derart gekoppelt, dass das von der Sendeeinheit ausgesendete Signal in das Erdkabel einkoppelbar ist. Das Erdkabel ist derart ausgebildet und angeordnet, das eingekoppelte Signal durch das Erdkabel in Richtung des Isolators zu leiten. Der Isolator weist mindestens einen Leiter, z.B. mindestens einen optischen Leiter, beispielsweise mindestens einen Lichtwellenleiter, auf und ist mit dem Erdkabel derart gekoppelt, dass das durch das Erdkabel in Richtung des Isolators geleitete Signal in den mindestens einen Leiter, z.B. den mindestens einen optischen Leiter, beispielsweise den mindestens einen Lichtwellenleiter, des Isolators einkoppelbar ist. Der mindestens eine Leiter, z.B. der mindestens eine optische Leiter, beispielsweise der mindestens eine Lichtwellenleiter, des Isolators ist derart ausgebildet und angeordnet, das in den mindestens einen Leiter, z.B. den mindestens einen optischen Leiter, beispielsweise den mindestens einen Lichtwellenleiter, eingekoppelte optische Signal durch den mindestens einen Leiter, z.B. den mindestens einen optischen Leiter, beispielsweise den mindestens einen Lichtwellenleiter, in Richtung der mindestens einen Messanordnung zu leiten. Die mindestens eine Messanordnung und der Isolator sind derart miteinander bei- spielsweise lösbar gekoppelt, dass das durch den mindestens einen Leiter, z.B. den mindestens einen optischen Leiter, beispielsweise den mindestens einen Lichtwellenleiter, des Isolators in Richtung der mindestens einen Messanordnung geleitete Signal in die Messanordnung einkoppelbar ist. Zum Beispiel können die mindestens eine Messanordnung und der Isolator derart miteinander beispielsweise lösbar gekoppelt sein, dass das durch den mindestens einen Leiter, z.B. den mindestens einen optischen Leiter, beispielsweise den mindestens einen Lichtwellenleiter, des Isolators in Richtung der mindestens einen Messanordnung geleitete Signal in die mindestens eine Faser der mindestens einen Messanordnung einkoppelbar ist.
Die hierin genannten Verbindungen oder Kopplungen können eine oder mehrere Steckverbindungen aufweisen oder eine oder mehrere Spleißverbindungen aufweisen oder als eine oder mehrere Steckverbindungen oder als eine oder mehrere Spleißverbindungen ausgebildet sein.
Der Zustand der Überspannungsschutzkomponente kann eine Temperatur, eine Zugspannung, eine Druckspannung und/oder einen Feuchtegrad der Überspannungsschutzkomponente aufweisen oder eine Temperatur, eine Zugspannung, eine Druckspannung und/oder ein Feuchtegrad der Überspannungsschutzkomponente sein.
Mit dem System kann der Zustand, beispielsweise eine Temperatur, eine Zugspannung, eine Druckspannung und/oder einen Feuchtegrad, mindestens einer Überspannungsschutzkomponente genau überwacht werden. Dabei kann unter
Zugspannung und/oder Druckspannung der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente eine auf die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente wirkende Zugspannung und/oder Druckspannung verstanden werden. Aus der Temperatur, der Zugspannung, der Druckspannung und/oder dem Feuchtegrad der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente kann auf eine normale / anormale Funktionsweise der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente geschlossen werden. Beispielsweise kann eine zu hohe Temperatur der mindestens einen
Überspannungsschutzkomponente auf ein Problem in der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente oder auf eine Degradation der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente hindeuten. Im Falle einer Degradation fließen vermehrt Fehlerströme, die, aufgrund des Widerstands der Überspannungsschutzkomponente, in Wärme umgesetzt werden, die zu einer Temperaturzunahme führt. Das System kann eine Verbindungseinrichtung aufweisen. Die Verbindungseinrichtung ist dazu ausgebildet, den Isolator mit der mindestens einen Messanordnung und/oder mit der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente beispielsweise lösbar zu koppeln oder zu verbinden.
Mit Hilfe der Verbindungseinrichtung lässt sich der Isolator mit der mindestens einen Messanordnung und/oder mit der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente beispielsweise lösbar koppeln oder verbinden. Zudem kann das Signal über die Verbindung / Kopplung des Isolators mit der mindestens einen Messanordnung und/oder mit der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente mittels der Verbindungseinrichtung von dem Isolator zu der mindestens einen Messanordnung und/oder von dem Isolator zu der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente geleitet werden oder umgekehrt. Die Verbindungseinrichtung ist insbesondere außenbereichstauglich ausgestaltet. Beispielsweise kann die Verbindungseinrichtung für alle denkbaren klimatischen Bedingungen im Außenbereich ausgestaltet sein.
Zudem kann die Verbindungseinrichtung eine für die jeweilige Anwendung geeignete oder ausreichende Hochspannungsfestigkeit aufweisen.
Die Verbindungseinrichtung kann als Steckverbindung/Steckverbinder ausgebildet sein oder eine Steckverbindung/einen Steckverbinder aufweisen. Die Verbindungseinrichtung kann eine Verbindungskomponente und einen mit der Verbindungskomponente verbundenen Stecker aufweisen. Die Verbindungskomponente kann
mindestens eine Faser, z.B. eine optische Faser, aufweisen. Die Faser der Verbindungskomponente ist derart mit dem Isolator verbindbar oder verbunden, dass das durch den mindestens einen Leiter, z.B. den mindestens einen optischen Leiter, beispielsweise den mindestens einen Lichtwellenleiter, des Isolators geleitete beispielsweise optische Signal in die mindestens eine Faser, z.B. optische Faser, der Verbindungskomponente einkoppelbar ist. Der Stecker ist dazu ausgebildet, eine lösbare Kopplung oder Verbindung zwischen der Verbindungskomponente und der mindestens einen Messanordnung und/oder der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente herzustellen.
Die Verbindungskomponente ist insbesondere außenbereichstauglich ausgestaltet. Beispielsweise kann die Verbindungskomponente für alle denkbaren klimatischen Bedingungen im Außenbereich ausgestaltet sein. Zudem kann die Verbindungskomponente eine für die jeweilige Anwendung geeignete oder ausreichende Hochspannungsfestigkeit aufweisen. Der Stecker kann außenbereichstauglich ausgestaltet sein. Der Stecker kann beispielsweise wasserdicht sein. Zusätzlich oder alternativ kann der Stecker ein metallisches Material aufweisen oder aus einem metallischen Material gebildet sein. Die lösbare Verbindung zwischen der Verbindungskomponente und der mindestens einen Messanordnung und/oder der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente über den Stecker ermöglicht eine vergleichsweise einfache und risikoarme Installation.
Das System kann eine an der mindestens einen Messanordnung und/oder an der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente anbringbare Kopplungsvorrichtung aufweisen. Die Kopplungsvorrichtung kann mit dem Stecker lösbar verbindbar sein. Die Kopplungsvorrichtung kann ausgebildet sein, den Übergang zwischen dem Stecker und der mindestens einen Messanordnung und/oder der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente abzudichten. Dadurch kann keine funktionsstörende Feuchtigkeit in die mindestens eine Messanordnung und/oder in die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente ei nd ringen. Das Signal kann den
Übergang zwischen dem Stecker und der mindestens einen Messanordnung und/oder der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente jedoch passieren.
Die Faser der mindestens einen optischen Messanordnung kann mit dem Stecker derart koppelbar sein, dass das Signal über den Stecker in die Faser, z.B. die opti- sehe Faser, einkoppelbar ist. Beispielsweise kann die Faser der mindestens einen Messanordnung derart ausgebildet und angeordnet sein, dass sie von dem Stecker oder von der Kopplungsvorrichtung zu der Messkomponente der mindestens einen Messanordnung verläuft. Die Faser kann beispielsweise mit der Messkomponente in einen Platzhalter der oder in der Überspannungsschutzkomponente eingebettet sein. Spezifische Details hierzu werden im späteren Verlauf beschrieben.
Das System kann ferner die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente aufweisen. Anders ausgedrückt kann die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente Teil des Systems sein.
Die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente kann beispielsweise mindestens einen Varistor aufweisen oder als mindestens ein Varistor ausgebildet sein.
Varistoren sind spannungsabhängige Widerstände. Sie verändern ihren Widerstandswert in Abhängigkeit der anliegenden Spannung. Daher werden sie auch spannungsabhängiger Widerstand (auf Englisch: Voltage Dependent Resistor (VDR)) genannt. Der Widerstandswert eines Varistors nimmt bei zunehmender Spannung ab. Bei sinkender Spannung steigt der Widerstandswert. Von einer bestimmten Spannung an wird der Varistor niederohmig und verhindert dadurch einen weiteren Spannungsanstieg. Der oben genannte Platzhalter kann zum Beispiel bei der Herstellung der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente zwischen Varistoren /
Varistorblöcken der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente eingebaut sein. Die Varistoren / Varistorblöcke können mit Hilfe der mindestens einen Messanordnung durch das System auf ihren Zustand, z.B. auf ihre Temperatur, überwacht werden. Dementsprechend kann das Signal derart an der Messkomponente der mindestens einen Messanordnung in Abhängigkeit des Zustands, z.B. der Temperatur, eines oder mehrerer Varistoren z.B. verändert und reflektiert werden, dass von der Auswerteeinheit aus dem reflektierten Signal Informationen über den Zustand, z.B. die Temperatur, des einen oder der mehreren Varistoren ableitbar sind.
Anders ausgedrückt ist ein Varistor ein elektrischer Widerstand, welcher einen span- nungsabhängigen Widerstand aufweist (variable resistor = Varistor). Varistoren gibt es z.B. auf der Basis von Silizium-Carbid (Silizium-Karbid) und Metall-Oxid. Heutzutage werden oftmals Metall-Oxid Varistoren (MOV) eingesetzt.
Beispielsweise kann die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente mindes- tens einen Metalloxid-Varistor (MOV), beispielsweise mehrere MOVs, aufweisen oder als mindestens ein MOV, beispielsweise als mehrere MOVs, ausgebildet sein. Das heißt, die oben genannten Varistoren können jeweils als MOV-Varistor ausgebildet sein. MOVs / MOV-Varistoren sind spezielle Varistoren, d.h. ebenfalls Schutzbauteile, deren Widerstandswert spannungsabhängig ist. MOV-Varistoren haben im Normalzu- stand einen sehr großen Widerstand. Oberhalb einer bestimmten Schwellspannung fällt der Widerstandswert abrupt. Im Falle einer Überspannung reagieren MOV- Varistoren sehr schnell, normalerweise innerhalb von Nanosekunden, und leiten die Überspannung entsprechend schnell ab. Die mindestens eine Messanordnung ist beispielsweise derart mit der Verbindungsanordnung gekoppelt, dass das an oder in der mindestens einen Messanordnung in Abhängigkeit des Zustands, z.B. der Temperatur, der mindestens einen Messanordnung reflektierte Signal in die Verbindungsanordnung einkoppelbar ist. Die Verbindungsanordnung ist beispielsweise derart ausgebildet und angeordnet, das reflektierte Signal in Richtung der Auswerteeinheit zu leiten. Die Verbindungsanordnung ist mit der Auswerteeinheit beispielsweise derart gekoppelt, dass das reflektierte Signal in die Auswerteeinheit einkoppelbar ist. Die Auswerteeinheit ist
beispielsweise dazu ausgebildet, aus dem reflektierten Signal Informationen über den Zustand, z.B. die Temperatur, der mindestens einen Überspannungsschutzkompo¬ nente abzuleiten. Die Sendeeinheit und die Auswerteeinheit können am gleichen Ort, z.B. in einer gemeinsamen Entität, angeordnet sein. In diesem Fall kann der Weg des Signals von der Sendeeinheit zu der Messanordnung zumindest weitestgehend dem Weg des Signals von der Messanordnung zu der Auswerteeinheit entsprechen. Alternativ können die Sendeeinheit und die Auswerteeinheit an unterschiedlichen Orten angeordnet sein. In diesem Fall kann der Weg des Signals von der Sendeeinheit zu der Messanordnung dadurch von dem Weg des Signals von der Messanordnung zu der Auswerteeinheit abweichen, dass an einer Stelle des Wegs, z.B. vor der Sende- ein heit, ein Strahlteiler angeordnet ist, der dazu ausgebildet ist, das reflektierte Signal zu der Auswerteeinheit umzuleiten.
Die mindestens eine Messkomponente der mindestens einen Messanordnung ist beispielsweise derart mit der Faser der mindestens einen Messanordnung verbunden, dass das an der mindestens einen Messkomponente der mindestens einen Messanordnung in Abhängigkeit des Zustands, z.B. der Temperatur, der mindestens einen Messanordnung reflektierte Signal in die Faser der mindestens einen Messanordnung einkoppelbar ist. Die Faser der mindestens einen Messanordnung ist beispielsweise derart ausgebildet und angeordnet, das reflektierte Signal in Richtung der Verbin- dungsanordnung zu leiten. Die Faser ist beispielsweise derart mit der Verbindungsanordnung gekoppelt, dass das reflektierte Signal in die Verbindungsanordnung einkoppelbar ist. Die Verbindungsanordnung ist beispielsweise derart ausgebildet und angeordnet, das reflektierte Signal in Richtung der Auswerteeinheit zu leiten. Die Verbindungsanordnung ist mit der Auswerteeinheit beispielsweise derart gekoppelt, dass das reflektierte Signal von der Auswerteeinheit auswertbar ist. Die Auswerteeinheit ist beispielsweise dazu ausgebildet, aus dem reflektierten Signal Informationen über den Zustand, z.B. die Temperatur, der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente abzuleiten. Das System kann eine mit der Auswerteeinheit verbundene Recheneinheit aufweisen. Die Recheneinheit ist dazu ausgebildet, aus den Informationen über den Zustand, z.B. die Temperatur, der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente eine Ausfallwahrscheinlichkeit der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente zu ermitteln. Hierfür können beispielsweise Grenzwerte definiert werden. Diese können, zum Beispiel, die Grundtemperatur im Betrieb beschreiben oder aber die Abklingzeit nach einem Ereignis wie einem Blitzschlag. Dies ist z.B. über eine Lookup-Table realisierbar. Alternativ kann das System selbstlernend ausgelegt sein und Grenzwerte über eine langfristige Messung des Normalzustandes selbst ermitteln. Die Recheneinheit kann drahtlos und/oder drahtgebunden mit der Auswerteeinheit verbunden sein. Über die drahtlose und/oder drahtgebundene Verbindung können die Recheneinheit und die Auswerteeinheit miteinander kommunizieren. Beispielswei- se kann die Auswerteeinheit der Recheneinheit über die drahtlose und/oder drahtge bundene Verbindung die Informationen über den Zustand, z.B. die Temperatur, der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente übermitteln.
Die Recheneinheit kann dazu ausgebildet sein, einen möglichen Ausfall der mindes- tens einen Überspannungsschutzkomponente festzustellen, wenn die ermittelte Aus fallwahrscheinlichkeit der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente einen vorbestimmten Grenzwert überschreitet. Zusätzlich oder alternativ kann die Rechen einheit dazu ausgebildet sein, einen möglichen Ausfall der mindestens einen Über spannungsschutzkomponente festzustellen, wenn die ermittelte Ausfallwahr- scheinlichkeit der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente um einen vorbestimmten Wert von einer ermittelten Ausfallwahrscheinlichkeit einer oder mehrerer weiterer der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente abweicht.
Die Recheneinheit kann dazu ausgebildet sein, vor dem möglichen Ausfall der min- destens einen Überspannungsschutzkomponente zu warnen, wenn die ermittelte Ausfallwahrscheinlichkeit der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente einen vorbestimmten Grenzwert überschreitet. Zusätzlich oder alternativ kann die Recheneinheit dazu ausgebildet sein, vor dem möglichen Ausfall der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente zu warnen, wenn die ermittelte Ausfallwahr- scheinlichkeit der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente um einen vorbestimmten Wert von einer ermittelten Ausfallwahrscheinlichkeit einer oder mehrerer weiterer der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente abweicht.
Die Warnung kann mit Hilfe eines optischen und/oder akustischen Signals erfolgen. Rein beispielhaft seien hier eine Warnung über eine automatisch generierte E-Mail oder eine Pop-up Meldung auf einem Smartphone, Tablet oder einem anderen Gerät genannt.
Die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente kann als eine Vielzahl von Überspannungsschutzkomponenten ausgebildet sein. Jede der Vielzahl von Überspannungsschutzkomponenten kann eine hierin beschriebene Messanordnung auf weisen. Anders ausgedrückt, falls mehrere Überspannungsschutzkomponenten zu überwachen sind, kann in jeder der mehreren Überspannungsschutzkomponenten jeweils eine der mindestens einen Messanordnung angeordnet/vorhanden sein. Jede der mindestens einen Messanordnung kann jeweils eine Faser, z.B. optische Faser, und eine mit der Faser verbundene Messkomponente aufweisen. Jede der Vielzahl von Überspannungsschutzkomponenten kann, wie beschrieben, auf ihren Zustand, z.B. ihre Temperatur, überwacht werden.
Die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente kann zum Überspannungsschutz einer Serienkompensation eines Energiesystems ausgebildet sein. Insbesondere kann die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente zum
Überspannungsschutz einer Serienkompensation, wie z.B. einer in Serie geschalteten Kondensatoren-Bank, eines Energiesystems, ausgebildet sein. Eine derartige Serienkompensation, wie z.B. eine in Serie geschaltete Kondensator-Bank, wird als fixe Serienkompensation (FSC; Englisch: Fixed Series Compensation) bezeichnet. Generell wird die Serienkompensation in Energiesystemen, wie Stromübertragungssystemen, genutzt, um die Übertragungskapazität von Leitungen durch Steuerung der Impedanz zu erhöhen, um die Leitungsimpedanz aktiv zu steuern (und dadurch die allgemeine Netzstabilität zu steigern) und/oder, besonders in Gegenden mit einer hohen Blitzschlag-Wahrscheinlichkeit, um die schnelle Wiederherstellung des Betriebs zu ermöglichen (da z.B. ein thyristorgeschützter Kondensator nach einer Störung nicht heruntergekühlt werden muss). Als Beispiele für die Serienkompensation seien an dieser Stelle Festkondensatoren sowie thyristor-geschaltete Kondensatoren genannt.
Die fixe Serienkompensation wird beispielsweise eingesetzt, um die Leistungsfähigkeit von großen Stromübertragungs-Systemen zu optimieren. Durch die Installation eines kapazitiven Blindwiderstands in Serienschaltung auf einer langen Freileitung (typischerweise über 200 km), wird sowohl die Winkelabweichung als auch der Spannungsabfall reduziert, was die Belastbarkeit und Stabilität der Leitung erhöht.
Für die technologische Lösung der Serienkompensation werden seriengeschaltete Kondensatoren in Übertragungsleitungen eingesetzt. Die Geräte sind auf einer Platt- form untergebracht, die vollständig vom Spannungssystem isoliert ist. Der Kondensator und der Überspannungsschutz sind beide auf der (Stahl-)Plattform untergebracht. Der Überspannungsschutz ist ein Schlüsselfaktor für die Auslegung, da die Kondensatorbank dem durchlaufenden Fehlerstrom selbst bei einer schweren, nahegelegenen Störung, z.B. einem Blitzeinschlag in die Überleitung, standhalten muss. Der primäre Überspannungsschutz weist typischerweise nicht lineare Varistoren, eine Schnellschutzeinrichtung (CapThor) und einen schnellen Umgehungsschalter auf. Der Sekundärschutz wird oftmals durch boden montierte Elektronik ermöglicht, die auf Signale des optischen Stromwandlers der Hochspannungsschaltung reagiert. Der Überspannungsschutz einer fixen Serienkompensation weist üblicherweise mehrere übereinandergestapelte Varistoren, normalerweise MOVs, auf. Die Varistoren können eine sogenannte Kolumne bzw. einen Arrester bilden. Tritt im System eine hohe Spannung auf, schalten die Varistoren in Durchlassrichtung und wandeln diese Überspannung in Wärme um. Auf einer FSC-Plattform sind mehrere, für gewöhnlich bis zu 22 Arrestoren/Arrester parallel geschaltet, die zusammen die Anlage gegenüber nicht vorhersehbaren Effekten schützen. Anbieter solcher Anlagen versuchen, möglichst die Anzahl der Arrester zu verringern, jedoch gibt es bislang keine Möglich- keit, die benötigte Menge an Arrestern sauber zu kalkulieren.
Der innere Aufbau eines Arresters ist für gewöhnlich segmentiert. In einem Arrester kann es demnach Bauteile mit relevanten Funktionen wie auch die bereits genannten Platzhalter geben, die zur Erreichung einer gewissen Bauhöhe beitragen. Diese Platz- halter werden manchmal auch als Spacer bezeichnet. In diese Platzhalter kann die oben genannte Faser, beispielsweise optische Faser, eingebracht werden. Die Faser kann im Arrester jedoch auch an anderen Stellen oder Bauteilen angeordnet werden. Die Messkomponente kann jeweils an den Varistoren, z.B. MOVs, angeordnet sein. Beispielsweise können Fasern jeweils an oder in einem zugehörigen Platzhalter eines Arresters angeordnet sein und Messkomponenten können jeweils an einem zugehörigen Varistor, z.B. MOV, angeordnet sein.
Wie beschrieben, degradieren Varistoren im Laufe ihrer Einsatzzeit durch unterschiedliche Effekte, wie beispielsweise Eindringen von Feuchtigkeit, lokale Entladun- gen durch schlechten Kontakt zwischen Varistoren, Kontamination im Gehäuse, welche zu ungeeigneter Spannungsverteilung im Stapel führt, und mechanische Schäden durch thermische Überlastung z.B. nach einem Hochstrom-Ereignis.
Varistoren sind bei der Überschreitung eines kritischen Spannungswertes dauerhaft leitfähig und müssen daher ausgetauscht werden, da ansonsten ein Einschalten der Anlage nicht mehr möglich ist. Der verursachende Varistor kann mit bislang verfügbaren Systemen nicht ohne weiteres erkannt werden. Daher sind lange Ausfallzeiten zu erwarten. Die hierin beschriebene Zustandsüberwachung von Varistoren bietet die Möglichkeit einer genauen und/oder gezielten Vorhersage bezüglich der Lebensdauer und/oder Wartungszyklen eines Arresters bzw. einzelner Varistoren.
Das hierin beschriebene, an der Messkomponente reflektierte Signal, z.B. analoge optische Signal, kann durch die Auswerteeinheit so weiterverarbeitet werden, dass die Daten von der Recheneinheit, wie Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA)-Systemen, verarbeitet werden können. Anders ausgedrückt können von der mindestens einen Messanordnung und der Auswerteeinheit Rohdaten bereitgestellt werden, die dann von einer auf der Recheneinheit laufenden Software weiterverar- beitet werden, um mögliche Ausfälle der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente zu berechnen und ggf. vor diesen vorsorglich zu warnen. Damit kann eine gezielte Wartung frühzeitig geplant werden.
Zudem kann die betroffene Überspannungsschutzkomponente ermittelt werden. Beispielsweise kann hierfür das System mindestens einen Schalter, z.B. mindestens einen optischen Schalter, aufweisen. Gemäß einer möglichen Ausgestaltung kann pro Arrester ein Schalter vorgesehen sein. Gemäß einer weiteren möglichen Ausgestaltung kann pro Varistor ein Schalter vorgesehen sein. Unabhängig von der genauen Anzahl an Schaltern ist bei Messung der Zustand des Schalters bzw. der Schalter bekannt und damit auch der Ort, an dem gemessen wird. Die Messung erfolgt daher mit direkter Rückverfolgbarkeit zur Überspannungsschutzkomponente, wie z.B. zum Varistor. Dadurch kann die betroffene Überspannungsschutzkomponente, z.B. abhängig von der Anzahl der Schalter, zumindest genauer oder sogar genau benannt werden und der Austausch kann zumindest gezielter oder sogar gezielt erfolgen. Die aufwändige Suche nach dem fehlerhaften Teil, d.h. der fehlerhaften Überspannungsschutzkomponente, kann reduziert werden oder beispielsweise komplett entfallen.
Bei aus dem Stand der Technik bekannten Systemen werden in festgeschriebenen Zyklen Überprüfungen der Kernkomponenten vorgenommen. Mit dem möglichst genauen Wissen um den Zustand der Komponenten kann man die Wartungszyklen auf ein notwendiges oder vorgeschriebenes Minimum reduzieren. Als Frühwarnsystem lässt sich die Recheneinheit und die darauf laufende Software mit Gewittervorhersagen koppeln / kombinieren. Blitzeinschläge können beispielsweise zu
Beschädigungen führen. Blitzeinschläge führen für gewöhnlich jedoch nicht zu einem kompletten Ausfall. Diese Beschädigungen können mit dem System detektiert wer- den. Die Wahrscheinlichkeit, dass ein erneuter Blitzeinschlag die vorgeschädigte Überspannungsschutzkomponente letztendlich komplett versagen lässt (was wiederum zum Abschalten der kompletten Anlage führt) ist (extrem) hoch. Ein rechtzeitiger Austausch der betroffenen Überspannungsschutzkomponente beugt daher dem Ausfall der Anlage vor.
Mit Hilfe des beschriebenen Systems wird daher eine Lösung bereitgestellt, mit der unter anderem im Außenbereich Hochspannungskomponenten wie Überspannungsschutzkomponenten hinsichtlich ihres Zustands, z.B. ihrer Temperatur, überwacht werden können. Bestehende Systeme zur Trafo-Überwachung haben keine von Erd- bis Hochspannungspotential führende Ü bertragu ngsstrecken . Die technischen Eckda¬ ten solcher existierender Lösungen sowie deren Preisgefüge machen diese Lösungen unattraktiv.
Gemäß einem zweiten Aspekt der Erfindung wird ein Verfahren zur Zustandsüberwachung von mindestens einer Überspannungsschutzkomponente bereitgestellt. Das Verfahren wird durch das System gemäß dem ersten Aspekt ausgeführt. Das Verfahren weist folgende Schritte auf: Aussenden eines Signal mittels der Sendeeinheit; Einkoppeln des ausgesendeten Signal in die Verbindungsanordnung; Leiten des eingekoppelten Signals durch die Verbindungsanordnung in Richtung der mindestens einen Messanordnung; Einkoppeln des durch die Verbindungsanordnung in Richtung der mindestens einen Messanordnung geleiteten Signals in die mindestens eine Messanordnung; Reflektieren des Signals in oder an der mindestens einen Messan- Ordnung in Abhängigkeit des Zustands der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente derart, dass von der Auswerteeinheit aus dem reflektierten Signal Informationen über den Zustand der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente ableitbar sind. Auch wenn einige Details nur in Bezug auf das System gemäß dem ersten Aspekt beschrieben wurden, können diese entsprechend in dem Verfahren gemäß dem zweiten Aspekt realisiert sein/werden.
Die vorliegende Offenbarung soll weiter anhand von Figuren erläutert werden. Diese Figuren zeigen schematisch:
Figur 1 eine mögliche Ausgestaltung eines Systems zur Zustandsüberwachung mindestens einer Überspannungsschutzkomponente gemäß einem Ausführungsbeispiel;
Figur 2a eine mögliche Ausgestaltung einer Messanordnung des Systems aus
Figur 1 gemäß einem Ausführungsbeispiel;
Figur 2b eine mögliche Ausgestaltung einer Messanordnung des Systems aus
Figur 1 gemäß einem Ausführungsbeispiel; Figur 3 eine mögliche Ausgestaltung eines Systems zur Zustandsüberwachung mindestens einer Überspannungsschutzkomponente gemäß einem Ausführungsbeispiel; Figur 4 eine mögliche Ausgestaltung eines Systems zur Zustandsüberwachung mindestens einer Überspannungsschutzkomponente gemäß einem Ausführungsbeispiel;
Figur 5 eine mögliche Ausgestaltung eines Systems zur Zustandsüberwachung mindestens einer Überspannungsschutzkomponente gemäß einem Ausführungsbeispiel; und
Figur 6 eine mögliche Ausgestaltung einer Verbindungseinrichtung des Systems aus einer der Figuren 1 oder 3 bis 5.
Im Folgenden werden, ohne hierauf beschränkt zu sein, spezifische Details dargelegt, um ein vollständiges Verständnis der vorliegenden Offenbarung zu liefern. Es ist einem Fachmann jedoch klar, dass die vorliegende Offenbarung in anderen Ausführungsbeispielen verwendet werden kann, die von den nachfolgend dargelegten De- tails abweichen können. Beispielsweise werden im Folgenden spezifische
Konfigurationen und Ausgestaltungen eines Systems beschrieben, die nicht als einschränkend anzusehen sind. Beispielsweise wird die Erfindung nachfolgend teilweise in Bezug auf ihre Verwendung mit einer fixen Serienkompensation beschrieben. Die Erfindung ist jedoch nicht auf diese Anwendung beschränkt.
Die fixe Serienkompensation (engl.: fixed series compensation (FSC)) ist eine bevorzugte Lösung, um die Leistungsfähigkeit von großen Stromübertragungs-Systemen zu optimieren. Durch die Installation eines kapazitiven Blindwiderstands in Serienschaltung auf einer langen Freileitung (typischerweise über 200 km), wird sowohl die Winkelabweichung als auch der Spannungsabfall reduziert, was die Belastbarkeit und Stabilität der Leitung erhöht. Für die technologische Lösung der Serienkompensation werden seriengeschaltete Kondensatoren (Kondensator-Bänke) in Übertragungsleitungen eingesetzt. Die Geräte sind normalerweise auf einer Plattform untergebracht, die vollständig vom Spannungssystem isoliert ist. Der Kondensator und der Über- Spannungsschutz sind beide auf der (Stahl-)Plattform untergebracht. Der Überspannungsschutz ist von besonderer Bedeutung für die Auslegung, da die
Kondensatorbank dem durchlaufenden Fehlerstrom selbst bei einer schweren nahegelegenen Störung, z.B. einem Blitzeinschlag in die Überleitung, standhalten muss. Der primäre Überspannungsschutz beinhaltet typischerweise nicht lineare Varistoren, eine Schnellschutzeinrichtung (CapThor) und einen schnellen Umgehungsschalter.
Der Sekundärschutz wird durch bodenmontierte Elektronik ermöglicht, die auf Signale des optischen Stromwandlers der Hochspannungsschaltung reagiert.
Der Überspannungsschutz weist übereinandergestapelte Varistoren, üblicherweise Metalloxid-Varistoren (MOV) auf, die eine Kolumne bzw. einen Arrester bilden. Ein Varistor ist ein elektrischer Widerstand, welcher einen spannungsabhängigen Widerstand aufweist (variable resistor = Varistor). Varistoren gibt es auf der Basis von Silizium-Carbid (Silizium-Karbid) und Metall-Oxid. Heutzutage finden die genannten Metall-Oxid Varistoren (MOV) weite Verbreitung.
Tritt im System eine hohe Spannung auf, schalten die Varistoren in Durchlassrichtung und wandeln diese Überspannung in Wärme um. Auf einer FSC-Plattform sind meh- rere, und normalerweise bis zu 22 Arrestoren parallel geschaltet, die zusammen die Anlage gegenüber nicht vorhersehbaren Effekten schützen. Jedoch macht in Summe diese Schutzfunktion alleine ca. 20% der Gesamtsystemkosten aus. Aus diesem Grund wird versucht, möglichst die Anzahl der Arrester zu verringern. Jedoch gibt es hierfür bislang keine zuverlässige Möglichkeit, die benötigte Menge an Arrestern genau zu kalkulieren.
Varistoren degradieren im Laufe ihrer Einsatzzeit durch unterschiedliche Effekte, wie beispielsweise Eindringen von Feuchtigkeit, lokale Entladungen durch schlechten Kontakt zwischen Varistoren, Kontamination im Gehäuse, welche zu ungeeigneter Spannungsverteilung im Varistor-Stapel führt, sowie mechanische Schäden durch thermische Überlastung nach einem Hochstrom-Ereignis.
Varistoren sind bei der Überschreitung eines kritischen Spannungswertes dauerhaft leitfähig und müssen ausgetauscht werden, da ansonsten ein Einschalten der Anlage nicht mehr möglich ist. Der verursachende Varistor kann nicht ohne weiteres erkannt werden. Daher sind lange Ausfallzeiten zu erwarten. Die Zustandsüberwachung von Varistoren ist gewünscht, um eine genaue Vorhersage bezüglich der Lebensdauer und Wartungszyklen eines Arresters bzw. einzelner Varistoren zu treffen. Eine derartige Zustandsüberwachung von MOVs ist derzeit noch nicht zuverlässig möglich. Aktuelle Ansätze können in optische, elektrische und thermische Messprinzi¬ pien unterteilt werden. Als optisches Messgerät ist derzeit nur der optisch-elektrische Ansprechmelder (Surge Counter) bekannt. Dieser misst die Anzahl der Überhöhun- gen und versieht diese mit einem Zeitstempel. Elektrische Ausführungen solcher Zähler sind ebenfalls bekannt. Bei den elektrischen Messprinzipien kann man weiterhin Leckstrommesser (leakage current meter), eine Messung der dritten harmonischen Frequenz (Third Harmonie Current Measure) und Teilentladungsmesser (Partial Discharge Detection) unterscheiden.
Bei den sogenannten Surge Countern werden zwei Elektroden parallel zueinander angeordnet. Im Fall einer Aktivierung eines MOVs entsteht ein Stromüberschlag zwischen den Elektroden, welcher zu einem optischen Signal führt, welches mit einer optischen Faser gemessen und mit einem Empfänger ausgewertet werden kann. Da das Messprinzip auf einem Überschlag zwischen den Elektroden basiert, führt es unweigerlich zu einer Degradation der Elektrodenoberfläche. Nach Herstellerangaben müssen die Elektroden im Fall einer Degradation für einen unterbrechungsfreien Betrieb ausgetauscht werden. Die Messung findet optisch statt. Auch lässt sich die Dauer und Anzahl der Überschläge erfassen. Allerdings kann, ohne das Gerät aufzuschrauben, nicht festgestellt werden, ob die Elektroden degradiert sind (Einschüsse aufweisen). Ferner wird nach Unwettern eine generelle Überprüfung dieser Messgeräte empfohlen. Die Messmethode weist einen hohen Wartungsaufwand allein für die eingebauten Elektroden auf. Der Wartungsaufwand erhöht sich, wenn bedacht wird, dass auch das optische Faserende beim Blitzeinschlag Beeinträchtigungen erfährt. Es ist ferner unklar, wie mit der Zeit das optische Faserende bei Überschlägen degradiert (Lichtbögen sind eine etablierte Methode optische Fasern zu schmelzen; die Faser ist hier bei jeder MOV Aktivierung einem Lichtbogen ausgesetzt). Schließlich lässt die optische Messung des Überschlags keine Kaskadierung / Zusammenfassung von mehreren Sensoren und einem einzigen Empfänger zu (die Messung muss kontinuierlich erfolgen, um keinen Überschlag zu verpassen; das Messfenster beträgt ms, d.h. wenn man Schalter ein baut, wird möglicherweise ein Ereignis verpasst; bei einer Kaskadierung lässt sich nicht identifizieren, welches Ereignis von welchem Arrester bzw. von welcher Kolumne kommt).
Ferner sind Leckstrommesser bekannt. Hierbei handelt es sich um Messgeräte zur Ermittlung des Leckstroms. Der Leckstrom setzt sich zusammen aus einem resistiven Strom (5-20 %, 10 mA - hunderte mA) und einem kapazitiven Strom (80-95 %, 0.2 mA - 0.3 mA). Da der Leckstrom vom kapazitiven Strom dominiert wird, ist die feh- lerarme Messung des Widerstandsstroms in der Praxis äußerst anfällig für elektromagnetisches Rauschen. Es werden diverse Kompensationsmethoden genutzt, um den resistiven Strom vom kapazitiven Strom zu unterscheiden, wie beispielsweise eine konstante Phasenverschiebungsmethode, eine modifizierte„shift current" Me- thode, eine Multikoeffizienten Kompensationsmethode, eine aktive Leistungsmessung, eine Methode der kleinsten Quadrate etc. Am weitesten verbreitet genutzt werden 1) Oszilloskope mit sensitiven Spannungs- und resistiven Stromtastköpfen sowie die 2) Dritte Harmonische Methode. Es sind Geräte bekannt, die Entladungen mit Amplituden oberhalb von 10 A erkennen, den gesamten Leckstrom und den resistiven Strom auswerten und Statistiken erstellen. Die Auswertung basiert auf der Analyse der dritten Harmonischen. Die Daten können aus einer Entfernung von 60 m (optional 120 m) ausgelesen werden, sodass das Servicepersonal keine Zugangsberechtigung für die Unter- oder Substation braucht. Das Gerät braucht keine externe Stromzufuhr, da es durch Solarzellen und das anliegende elektrische Feld betrieben werden kann.
Insgesamt sind Leckstrommesser relativ kostengünstig. Jedoch ist eine digitale Signalbearbeitung notwendig. Ferner ist nach IEC 60099-5 die Nutzung dieser Methode für die Berechnung des Widerstandsstroms und das Online-Monitoring tatsächlich durch das auftretende elektromagnetische Rauschen limitiert. In der Regel hängen die Messergebnisse z.T. von der Art und Weise der Erdung ab. Die alleinige Messung hoher Widerstandsströme lässt nicht direkt auf eine Beschädigung des Arresters schließen. Weiterführende Messungen sind notwendig.
Ferner sind Third Harmonie Current Sensoren bekannt. Die nichtlineare Charakteristik von MOVs führt zu harmonischen Frequenzen im Spektrum. Ein Spannungsverlauf mit idealem sinusförmigem Verlauf würde nicht zu harmonischen Anteilen der Stromstärke führen. Das Vorhandensein harmonischer Anteile im Spannungsverlauf führt zu einem Anteil der dritten harmonischen Frequenz. Der harmonische Anteil hängt von der Amplitude des resistiven Stroms und dem Grad der Nichtlinearität (Funktion der Spannung und der Temperatur) ab. Die dritte Harmonische setzt sich zusammen aus einem kapazitiven und einem resistiven Stromanteil. Alterungserscheinungen führen stets zur Erhöhung des resistiven Anteils. Um den resistiven Anteil des Leck- Stroms zu bestimmen, ist es eine gängige Methode, den Anteil der dritten Harmonischen zu messen und mit einem Korrekturfaktor in den resistiven Anteil
umzurechnen. Allerdings ist der Stromfluss durch den Widerstand von der Temperatur abhängig. Ferner ist für die numerische Analyse aufwändige und teure Technik für die Online-Messung notwendig. Schließlich wird eine digitale Signalverarbeitung benötigt.
Ferner sind Teilentladungsmesser (partial discharge measurement) bekannt. Ein Teilentladungsmesser detektiert lokalisierte elektrische Überschläge in Festkörpern oder Flüssigkeiten, welche bei Anlegen hoher Spannung auftreten. Dabei wird mit einem Detektor die tatsächliche bewegte Ladung in Piko-Coulomb in Abhängigkeit von der Zeit gemessen. Die Messprozedur berücksichtigt die Detektion, Klassifizierung und Lokalisierung der Entladung. Derartige Messungen sind kostenintensiv. Es sind kaum tragbare Geräte verfügbar. Die Unterscheidung vom Untergrundrauschen ist nicht trivial. Zudem treten Teilentladungen nur bei feuchter Witterung auf.
Ferner ist die Messung der Strom-Spannungskennlinie (Vref Testing) bekannt. Ein MOV hat eine charakteristische nichtlineare Strom-Spannungskennlinie, welche durch den Hersteller bei der Weitergabe bereitgestellt wird. Durch eine Alterung des Arresten ändert sich diese im Laufe der Lebensdauer. Eine Messung der Kennlinie und ein Abgleich mit der vom Hersteller bereitgestellten Kennlinie (Messung bei Referenzspannung Vref bei fester Stromstärke) lässt auf den Alterungszustand zurückschließen. Dieses Vorgehen ist nur sinnvoll, um einen einzelnen MOV zu messen, der vom Gesamtsystem isoliert werden muss. Das Verfahren ist kostenintensiv. Ein Zugang zur Installation ist notwendig.
Ferner sind thermische Kameras (Thermal cameras) bekannt. Mit einer thermischen Kamera lässt sich die Temperatur eines Arresters aus einer Entfernung von mehreren zehn Metern bestimmen. Dabei kann ein Unterschied von ca. 10°C zwischen belasteten Arrestern auf eine Störung eines Arresters schließen lassen. Thermische Kameras sind kostengünstig und arbeiten berührungsfrei und schnell (keine Installation notwendig). Allerdings weist ein Arrester nur bei Belastung eine thermische Signatur auf und kann im unbelasteten Fall nicht bewertet werden. Es muss jeder Arrester einzeln gemessen werden. Ferner ist das Sichtfeld eingeschränkt. (= Eingeschränktes Messfeld (Abschattung der Sicht durch umliegende Installationen)). Eine Langzeitinstallation ist nicht verfügbar.
Bei den oben genannten Lösungen bieten sich nur das Leakage Current Meter und der Surge Counter als festinstallierte Zustandsüberwachung an. Diese haben jedoch zahlreiche, teilweise oben genannte Nachteile. Es besteht ein Handlungsbedarf für eine verbesserte Messmethode und ein verbessertes Überwachungssystem.
Figur 1 zeigt ein System zur Zustandsüberwachung von mindestens einer Überspan- nungsschutzkomponente. Das System 1 weist eine Sendeeinheit 10 auf. Das System 1 weist eine mit der Sendeeinheit 10 gekoppelte Verbindungsanordnung 20 auf. Das System 1 weist ferner mindestens eine mit der Verbindungsanordnung 20 gekoppelte Messanordnung 40 auf. In dem Beispiel aus Figur 1 ist die Verbindungsanordnung 20 über eine Verbindungseinrichtung 30 mit der Messanordnung 40 gekoppelt. Die Messanordnung 40 ist zur Anordnung in oder an mindestens einer Überspannungsschutzkomponente 50 ausgebildet. Die Überspannungsschutzkomponente 50 ist in dem Beispiel aus Figur 1 als Teil eines Arresters, wie z.B. als Varistor eines Arresters, oder als Arrester ausgebildet. Die Messanordnung 40 weist, rein beispielhaft, eine Faser 42 und eine mit der Faser 42 verbundene Messkomponente 44 auf.
Eine Draufsicht eines Beispiels für eine Messanordnung 40 ist in den Figuren 2a und 2b gezeigt. In diesem Beispiel weist die Messanordnung 40 ein metallisches Gehäuse 46 auf. Die Faser 42 wird über einen Schutzschlauch 48 in das metallische Gehäuse 46 geführt. Die Faser 42 weist die Form einer Spule oder Spirale auf und windet sich in dem metallischen, zylindrischen Gehäuse 46 spiralförmig oder bei Draufsicht kreisförmig nach oben oder nach unten. An einem Ende der Faser 42 ist eine Messkomponente 44 angeordnet. Bei dem zylindrischen metallischen Gehäuse 46 kann es sich um den oben beschriebenen Platzhalter eines Arresters handeln, beispielsweise des Arresters aus Figur 1.
Die Messkomponente 44 kann ein Faser-Bragg-Gitter aufweisen oder als Faser- Bragg-Gitter ausgebildet sein. Beispiele für Messanordnungen 40 mit einem solchen Faser-Bragg-Gitter sind, in Zusammenhang mit anderen Komponenten des Systems 1, in den Figuren 3 und 4 gezeigt. Die Zustandsüberwachung der Überspannungsschutzkomponente 50 (z.B. eines Teils des Arresters oder des Arresters) aus Figur 1 kann wie folgt erfolgen. In den Figuren 3 und 4 ist das System 1 beispielhaft als optisches System ausgebildet, d.h. das System 1 arbeitet mit einem optischen Signal. Dementsprechend werden in Bezug auf die Figuren 3 und 4 einige der Komponenten als optische
Komponenten bezeichnet. Gemäß Figur 3 weist das System 1 eine mit der mindestens einen optischen Messanordnung 40 gekoppelte Auswerteeinheit 12 auf. Die Sendeeinheit 10 ist dazu ausgebildet ist, ein optisches Signal auszusenden. Ein beispielhaftes Spektrum 82 des optischen Signals ist in Figur 3 gezeigt. Ein beispielhafter Wellenlängenverlauf des optischen Signals ist in Figur 4 gezeigt.
Die optische Sendeeinheit 10 und die optische Verbindungsanordnung 20 (der Ein- fach heit halber nicht gezeigt in Figuren 3 und 4) sind derart gekoppelt, dass das optische Signal in die optische Verbindungsanordnung 20 eingekoppelt wird. Die optische Verbindungsanordnung 20 ist derart ausgebildet und angeordnet ist, das eingekoppelte optische Signal in Richtung der mindestens einen optischen Messan- Ordnung 40 zu leiten. Die optische Verbindungsanordnung 20 und die mindestens eine optische Messanordnung 40 sind derart, beispielsweise über die Verbindungseinrichtung 30 aus Figur 1, miteinander gekoppelt, dass das optische Signal in die optische Faser 42 der mindestens einen optischen Messanordnung 40 eingekoppelt wird. Die optische Faser 42 und die optische Messkomponente 44 der mindestens einen optischen Messanordnung 40 sind derart miteinander verbunden, dass das optische Signal in Richtung der optischen Messkomponente 44 geleitet wird. Die optische Messkomponente 44 der mindestens einen Messanordnung 40 ist dazu ausgebildet, dass optische Signal in Abhängigkeit eines Zustands der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente 50 zu reflektieren. Dadurch ergibt sich ein reflektiertes Spektrum 86 des optischen Signals (siehe Figur 3) oder ein reflektierter Wellenlängenbereich des optischen Signals (siehe Figur 4). Ein anderer Teil des optischen Signals wird an der optischen Messkomponente 44 transmittiert. Dadurch ergibt sich ein transmittiertes Spektrum 84 des optischen Signals (siehe Figur 3) oder ein transmittierter Wellenlängenbereich des optischen Signals (siehe Figur 4). Die Auswerteeinheit 12 ist ausgebildet, aus dem reflektierten optischen Signal Informationen über den Zustand der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente 50 abzuleiten. Beispielsweise ist die Auswerteeinheit 12 ausgebildet, aus dem reflektierten Spektrum des optischen Signals (Figur 3) oder dem reflektierten Wellenlängenbe- reich des optischen Signals (Figur 4) Informationen über den Zustand der
mindestens einen Überspannungsschutzkomponente 50 abzuleiten. Insbesondere kann das an der optischen Messkomponente 44 reflektierte Signal (mit dem reflektierten Spektrum oder dem reflektierten Wellenlängenbereich) durch die optische Faser 42 in Richtung der Auswerteeinheit 12 geleitet werden. Das reflektierte Signal kann nach Verlassen der optischen Faser 42 beispielsweise mittels eines Strahlteilers gezielt auf die Auswerteeinheit 12 gelenkt werden.
Die faseroptische Zustandsüberwachung kann, wie genannt, mittels sogenannter Faser-Bragg-Gitter (FBG) als Messkomponente 44 durchgeführt werden. Diese Kom- ponenten weisen eine lokale Brechungsindexstruktur (Länge ca. 20 mm) auf, welche bei einer ausgewählten Signalwellenlänge ein optisches Signal, wie ein Lasersignal, um einen vorbestimmten Grad reflektieren und/oder transmittieren ähnlich zu einem Spiegel. Wenn äußere Einflüsse, wie z.B. Zugspannung, Druckspannung, Temperatur oder Feuchte auf eine solche Komponente wirken, ändert sich der Grad der Reflexion bzw. Transmission bei der ausgewählten Wellenlänge messbar. Dadurch ändern sich das reflektierte Spektrum bzw. der reflektierte Wellenlängenbereich des optischen Signals. Diese Änderung gegenüber dem Normalzustand kann von der Auswerteeinheit 12 erkannt werden. Die faseroptische Sensorik kann, wie beschrieben, für die Zustandsmessung eines oder mehrerer MOVs herangezogen werden. Dafür kann ein Metallzylinder mit der in Figuren 2a und 2b dargestellten Konstruktion genutzt werden. Die Dimensionen des Metallzylinders können an den zu vermessenden MOV angepasst werden. Beispiels¬ weise kann es sich bei dem Metallzylinder um einen Platzhalter eines Arresters han¬ deln. Um die Leitfähigkeit von Strom und Temperatur des Metallzylinders variieren zu können, können unterschiedliche Materialien ausgewählt werden (Aluminiumlegierungen, Kupfer, etc.). Da die optische Messmethode auf Reflexion basiert, kann die Reflektivität des FBGs hoch gewählt werden (50-99,99 %), um das zu messende Signal zu maximieren und somit eine möglichst simple Messtechnik nutzen zu können. Die zirkulare oder spiralförmige Verlegung der Faser 42 kompensiert eine mögli¬ che radial wirkende Zugspannung, welche durch eine thermische Ausdehnung des Metallzylinders in Abhängigkeit von der Temperatur zustande kommt.
Alternativ zu einer zylindrischen Verlegung der Faser 42 ist auch eine geradlinige Verlegung der Faser 42 möglich. In diesem Fall kann die Faser 42 in einem zusätzlichen Gehäuse (z.B. einem Edelstahlröhrchen) fixiert werden, um die thermisch bedingte Zugspannung zu entkoppeln.
Damit wird eine faseroptische Messmethode für die Ermittlung des Zustands, z.B. der Temperatur einer Überspannungsschutzkomponente 50, z.B. einem MOV, bereitgestellt. Mit Hilfe einer Temperatursensorik kann ein signifikanter Mehrwert hinsichtlich Funktions- / Alterungsüberwachung von Arrestern und vorausschauen- der/vorhersagender Wartung (Predictive Maintenance) der Gesamtanlage erzielt werden.
Figur 5 zeigt schematisch eine mögliche Ausgestaltung eines Systems 1 gemäß einem Ausführungsbeispiel. Auch das System 1 aus Figur 5 wird beispielhaft unter Aussendung eines optischen Signals beschrieben. Die Aussendung anderer Signale und deren beispielsweise Umwandlung (nach Aussendung) in optische Signale ist denkbar; das System 1 kann in diesem Fall auf die Aussendung solcher anderer Signale angepasst werden. Das System 1 weist eine Steueranlage 2 auf, beispielhaft in Figur 5 dargestellt in Form eines Steuerhauses. In der Steueranlage 2 ist eine Sen- deeinheit 10 vorgesehen. Ferner weist das System 1 ein Erdkabel 22 auf. Das Erdkabel 22 ist mit der Sendeeinheit 10 über eine Koppelstelle 14 gekoppelt / verbunden. Das Erdkabel 22 ist Teil der zuvor genannten Verbindungsanordnung 20. Ferner weist das System 1 einen Isolator 26 auf. Der Isolator 26 ist mit dem Erdkabel 22 über eine Koppelstelle 24 gekoppelt / verbunden. Der Isolator 26 ist Teil der zuvor genannten Verbindungsanordnung 20. Ferner weist das System 1 mindestens eine Überspannungsschutzkomponente 50 auf. In Figur 5 sind, rein beispielhaft und ohne hierauf beschränkt zu sein, vier Überspannungsschutzkomponenten 50 gezeigt, die nachfolgend alle mit dem Bezugszeichen 50 bezeichnet und in der Figur 5 zusätzlich mit den Bezeichnungen 1, 2, 3 und n versehen sind, um anzudeuten, dass jede beliebige Anzahl von 1 bis n an Überspannungsschutzkomponenten 50 vorgesehen sein kann. Die Überspannungsschutzkomponenten 50 sind mit dem Isolator 26 über eine Verbindungseinrichtung 30 verbunden. Rein beispielhaft sind in Figur 5 die Über- spannungsschutzkomponenten 50 jeweils als Arrester oder Teil eines Arresters ausgebildet. Jeder der Arrester weist einen oder mehrere Varistoren auf. Ferner weist das System 1 eine Recheneinheit 70 auf.
Ferner sind in Figur 5 mehrere seriengeschaltete Kondensatoren gezeigt, die zusam- men eine in Serie geschaltete Kondensator-Bank (FSC) 60 bilden. Die FSC 60 ist zwar in Figur 5 gezeigt, jedoch nicht notwendigerweise Teil des Systems 1.
Dem optischen Weg aus Figur 5 folgend werden die Hardware-Komponenten des Systems 1 und deren Einzelkomponenten im Detail erläutert.
Die Auswerteeinheit 12 und die Sendeeinheit 10 sind beispielhaft in Figur 5 eine gemeinsame Einheit (auch als Interrogator bezeichnet), d.h. beispielhaft sind die Sendeeinheit 10 und die Auswerteeinheit 12 zu einer gemeinsamen Einheit verschmolzen. Die Sendeeinheit 10 kann alternativ auch eine von der Auswerteeinheit 12 separate Entität sein. Die Sendeeinheit 10 ist dazu ausgebildet, analoge optische
Signale auszusenden. Im Folgenden wird hiervon auf eines dieser analogen optischen Signale als optisches Signal Bezug genommen. Die Sendeeinheit 10 ist mit dem Erdkabel 22 derart über die Koppelstelle 14 gekoppelt, dass das optische Signal in eine oder mehrere in dem Erdkabel 22 angeordnete optische Fasern eingekoppelt wird.
Das Erdkabel 22 ist dazu ausgebildet, das optische Signal zwischen Sendeeinheit 10 / Auswerteeinheit 12 und Isolator 26 zu übertragen. So ist das Erdkabel 22 zum einen ausgebildet, das in das Erdkabel 22 von der Sendeeinheit 10 über die Koppelstelle 14 eingekoppelte Signal in Richtung des Isolators 26 zu leiten / zu führen. Das Erdkabel 22 ist für den Einsatz im Außenbereich ausgebildet. Daher erfüllt das Erdkabel 22
Anforderungen der UV-Beständigkeit, Erdverlegbarkeit, Halogenfreiheit, Flammwidrigkeit und/oder die Kompatibilität mit der inzwischen verbindlichen Bauprodukteverordnung der Europäischen Union (EU). Der Isolator 26 ist für den Einsatz im Außenbereich ausgestaltet. Beispielsweise ist der Isolator 26 als sogenannter Kompositisolator (Composite-Isolator) ausgestaltet. Der Isolator 26 weist ferner einen oder mehrere optische Leiter, beispielsweise Lichtwellenleiter (LWL), auf, der/die durch den Isolator 26 geführt wird/werden (in Figur 5 nicht separat dargestellt). Der Isolator 26 ist über eine Koppelstelle 24 mit dem Erdkabel 22 derart gekoppelt, dass das optische Signal von dem Erdkabel 22 in den optischen Leiter, beispielsweise den LWL, des Isolators 26 eingekoppelt wird. Der Isolator 26 ist mit den Überspannungsschutzkomponenten 50 über eine Verbindungseinrichtung 30 verbunden. Die Verbindungseinrichtung 30 ist außenbereichstauglich ausgestaltet. Ferner weist die Verbindungseinrichtung 30 eine ausreichende Hochspannungsfestigkeit auf. Im Inneren der Verbindungseinrichtung 30 verlaufen ein oder mehrere optische Leiter, beispielsweise LWL, oder optische Fasern, der bzw. die das optische Signal leiten.
Die Verbindungseinrichtung 30 kann beispielsweise als Steckverbindung 30 ausgestaltet sein, wie sie beispielhaft in Figur 6 dargestellt ist. Am Ende der Verbindungseinrichtung 30 ist ein Stecker 32 vorgesehen, der ebenfalls in Figur 6 beispielhaft dargestellt ist. Die Steckverbindung 30 und damit auch der Stecker 32 sind außenbereichstauglich ausgestaltet. Der Stecker 32 ermöglicht eine lösbare Verbindung zu den Überspannungsschutzkomponenten 50. Dies ermöglicht eine einfache und risikoarme Installation. Die Steckverbindung 30 und damit auch der Stecker 32 sind wasserdicht und metallisch.
Der (wasserdichte) Stecker 32 wird während der Installation an eine Art Kopplung/Kupplung angesteckt, die am oberen Ende jeder Überspannungsschutzkomponente 50 angebracht ist. Diese Kupplung/Kopplung dichtet den Übergang zwischen Stecker 32 und Überspannungsschutzkomponenten 50 so ab, dass keine funktions- störende Feuchtigkeit in die Überspannungsschutzkomponenten 50 eindringen kann und trotzdem das optische Signal (das Lichtsignal) diesen Übergang passieren kann. In der Figur 5 ist die Kopplung/Kupplung als eine Wanddurchführung ausgebildet oder weist eine Wanddurchführung auf. In jeder Überspannungsschutzkomponente 50 ist jeweils eine optische Messanordnung 40 vorgesehen. Beispielsweise befindet sich im Inneren jeder Überspannungsschutzkomponente 50 jeweils eine Messanordnung 40. Diese Messanordnung 40 ist z.B. auf der Eingangsseite mit einem Stecker 34 versehen, welcher innen während der Herstellung der jeweiligen Überspannungsschutzkomponente 50 an die Kupplung/Kopplung angesteckt wird. Von dort führt jeweils eine hochtemperaturgeeignete optische Faser 42 zu der Messkomponente 44 jeder Messanordnung 40. Jede der Überspannungsschutzkomponenten 50 kann eine derartige optische Faser 42 aufwei- sen. Diese optische Faser 42 ist mit der Messkomponente 44 in einen Platzhalter eines Arresters eingebettet, der bei der Herstellung der Überspannungsschutzkomponenten 50 beispielsweise zwischen die Varistoren, z.B. MOVs oder MOV-Blöcke, der Überspannungsschutzkomponenten 50 eingebaut wird. Diese MOVs oder MOV- Blöcke werden auf ihren Zustand überwacht. Diese Einbettung der jeweiligen
Messanordnung 40, beispielsweise der Faser 42 und/oder der Messkomponente 44, in den Platzhalter erfolgt derart, dass idealerweise keinerlei mechanischer Stress auf die Messanordnung 40, insbesondere die Messkomponente 44, wirkt/entsteht, da die MOVs oder MOV-Blöcke bei der Fertigstellung der jeweiligen Überspannungsschutzkomponente 50 mit Druck fixiert werden, welcher auch auf den Platzhalter wirkt. Druck wird jedoch auch von der Messanordnung 40, insbesondere der Messkomponente 44, erkannt. Dieser Druck soll aber nicht gemessen werden. Beispielsweise soll lediglich die Temperatur jedes MOVs oder jedes MOV-Blocks oder jeder Überspannungsschutzkomponente 50 oder jedes Arresters ermittelt werden, und so könnte Druck die Messwerte (dramatisch) verfälschen.
Das optische Signal wird an der Messkomponente 44, die auch als Messsonde bezeichnet werden kann, verändert und zurückreflektiert. Auf dem gleichen Weg in die andere Richtung gelangt das reflektierte optische Signal zu der Auswerteeinheit 12, beispielhaft als Teil der Sendeeinheit 10. Anders ausgedrückt ist die Messkomponen- te 44 jeder der Messanordnungen 40 (jeder der Überspannungsschutzkomponenten 50) mit ihrer zugehörigen optischen Faser 42 derart verbunden, dass das an der jeweiligen Messkomponente 44 in Abhängigkeit des Zustands, z.B. der Temperatur, der jeweiligen Überspannungsschutzkomponente 50 veränderte und reflektierte optische Signal in die optische Faser 42 eingekoppelt wird. Die jeweilige optische Faser 42 ist derart ausgebildet und angeordnet, das reflektierte optische Signal in
Richtung des Isolators 26 zu leiten. Die jeweilige optische Faser 42 ist derart mit dem Isolator 26 gekoppelt, dass das reflektierte optische Signal in den optischen Leiter, beispielsweise LWL, des Isolators 26 eingekoppelt wird. Der optische Leiter, beispielsweise LWL, des Isolators 26 ist derart ausgebildet und angeordnet, das reflek- tierte optische Signal in Richtung des Erdkabels 22 zu leiten. Das Erdkabel 22 ist derart ausgebildet und angeordnet, das reflektierte optische Signal in Richtung der Auswerteeinheit 12 zu leiten. Das Erdkabel 22 ist mit der Auswerteeinheit 12 derart gekoppelt, dass das reflektierte optische Signal in die Auswerteeinheit 12 einkoppel- bar ist. Die Auswerteeinheit 12 ist beispielsweise dazu ausgebildet, aus dem reflek¬ tierten optischen Signal Informationen über den Zustand, z.B. die Temperatur, der Überspannungsschutzkomponenten 50 abzuleiten. Das reflektierte optische Signal kann somit von der Auswerteeinheit 12 gelesen, analysiert und in Temperaturwerte übersetzt werden. Die Temperaturwerte können über eine oder mehrere Schnittstellen ausgelesen und an die Recheneinheit 70, z.B. ein Rechenzentrum, weitergeleitet werden.
In der Recheneinheit 70 kann eine Weiterverarbeitung der Daten erfolgen. Beispiels- weise können die mit Hilfe der oben beschriebenen Hardware-Komponenten erhaltenen Daten in eine Software der Recheneinheit 70 eingespielt werden. Diese vergleicht die Messwerte aller überwachten Überspannungsschutzkomponenten 50 und warnt, wenn ein oder mehrere Überspannungsschutzkomponenten 50 sich anders verhalten als die restlichen. Anhand des Schaltzustands mindestens eines in dem System 1 vorgesehenen optischen Schalters lässt sich die jeweilige Überspannungsschutzkomponente 50 zumindest näherungsweise ermitteln, an welcher die Messung durchgeführt wird. Der Schaltzustand des optischen Schalters kann beispielsweise die jeweilige Überspannungsschutzkomponente 50 genau identifizieren. Das System 1 kann beispielsweise einen solchen Schalter aufweisen. Alternativ kann in dem System 1 pro Arrester ein solcher Schalter vorgesehen sein. Alternativ kann in dem System 1 pro Überspannungsschutzkomponente 50 oder pro Varistor (z.B. pro MOV) ein solcher Schalter vorgesehen sein. Da man die Messstellen identifizieren kann, kann auch zumindest annähernd genau gesagt werden, welche der Überspannungsschutzkomponenten 50 sich außergewöhnlich verhält und ein Austausch kann gezielt vorgenommen werden. Dies reduziert die Abschaltzeit der Anlage enorm. Es können auch Tendenzen erkannt werden und nach einem Schema frühzeitig ein Austausch empfohlen werden. Das reale Verhalten der Überspannungsschutzkomponenten 50 (deren Layout auf theoretischen Modellen basiert) kann ebenfalls anhand der Software genauer spezifiziert werden. Dadurch könnte sich eventuell die zu ver- bauende Anzahl der Überspannungsschutzkomponenten 50 reduzieren. Sämtliche Regeln (wann reagiert die Software wie und welche Warnmeldungen oder Empfehlungen spricht sie aus) können innerhalb der Software definiert werden. Dadurch können projektspezifische Anforderungen (die jedes Mal anders sind) erfüllt werden und dennoch gibt es einen Mehrwert.
Die oben erläuterte Zustandsmessung kann in Bezug auf das Beispiel einer Temperaturüberwachung in folgenden zwei Schritten zusammengefasst werden. In einem ersten Schritt kann durch die langfristige Messung der Temperatur diverser Typen von MOVs eine Korrelation zwischen der Temperatur, der Strom- Spannungskennlinie und dem (Alterungs-)Zustand der MOVs hergestellt werden. Hierfür können gezielt Belastungstests an MOVS durchgeführt werden (z.B. elektri- sehe Entladungen), bei denen die Abklingkurve der Temperatur gemessen wird. Der Verlauf kann gefittet und die Fit-Koeffizienten für die vorliegenden MOV-Typen können bestimmt werden. Weiterhin können die Strom-Spannungskennlinien bestimmt und die Temperatur in Abhängigkeit von der Stromstärke gemessen werden. Gemessen über die Stromstärke wird sich bei einem stärker gealterten MOV bei einem fes- ten Stromwert eine höhere Temperatur einstellen als bei einem weniger gealterten MOV. Diese Tendenz ist ebenfalls für den Verlauf der Spannung zu erwarten.
In einem zweiten Schritt kann durch eine Korrelation von Umwelteinflüssen (z.B. Wetterdaten, Blitzeinschläge) mit der gemessenen Temperatur für bekannte Strom- stärken und Spannungen basierend auf den Daten aus dem ersten Schritt eine Bewertung des (Gesundheits-)Zustands des/jedes MOVs vorgenommen werden. Dabei können als Alarmschwellen Absolutwerte der Temperatur dienen. Ebenso kann eine Mustererkennung mit neuronalen Netzen betrieben werden, welche eine Korrelation zwischen Ereignissen/Events im Netz, dem Wetter und dem Temperaturverlauf her- stellt. Beispielsweise wird sich für gewöhnlich eine Serie von Blitzeinschlägen auf den zeitlichen Verlauf der Temperatur des MOVs bemerkbar machen. Die auf diese Weise verarbeiteten Daten aus der Recheneinheit 70 oder einer mit der Recheneinheit 70 verbundenen Speichereinheit, wie z.B. einer Cloud, können zu einer Warnmeldung an den Endnutzer umgewandelt werden. Somit kann der Ausfall eines ganzen Arresters vermieden werden. Durch die Vorhersagbarkeit von Ausfällen ergibt sich ein wesentlicher Mehrwert.
Somit wird ein System 1 (Messsystem) zur Temperaturüberwachung (zum Temperaturmonitoring) von Überspannungsschutzkomponenten 50 (Komponenten auf Hoch- spannungsebene) bereitgestellt. Das System 1 kann beispielsweise zum effizienteren Layout von FSC-Anlagen verwendet werden sowie zur Reduzierung von Ausfallzeit (Downtime) und zur Reduzierung des Wartungsaufwands solcher Anlagen. Fallen derartige Anlagen aus, ist das Netz ineffizient und kostet den Betreiber viel Geld in sehr kurzer Zeit. Das System 1 erhöht demnach die Effizienz von FSC-Anlagen.
Ferner wird heutzutage die Anzahl der MOVs in FSC-Anlagen basierend auf uralten thermalen Modellen dimensioniert. Diese Modelle sind oftmals nicht realistisch oder führen zu (völlig) überdimensionierten Anlagen. Die durch das System 1 bereitge- stellte Monitoring-Funktion kann dabei helfen, die Dimensionierung der Anlagen zu reduzieren. Auch dies führt zu Effizienzsteigerungen.
Ferner kann mit dem System 1 die Ausfallzeit von Mittelspannungsanlagen reduziert werden. Wartungsintervalle werden planbar. Bei Defekten kann das defekte Bauteil aus der Ferne identifiziert werden und das nötige Ersatzteil geplant beschafft wer¬ den. Dies ergibt in Summe erhebliche Effizienzvorteile für Betreiber von Mittelspannungsanlagen. Gegebenenfalls kann ein solches System 1 für Versicherer von Interesse sein, um Risiken abfangen zu können.
Auch wenn das System 1 in Bezug auf derartige FSC-Anlagen beschrieben wurde, ist die Anwendbarkeit des Systems 1 nicht hierauf beschränkt. Es kann beispielsweise auch für Ladekabel im Bereich der e-Mobilität (e-Mobility) eingesetzt werden. Des Weiteren kann das System 1 auch in anderen Bereichen verwendet werden, in denen Überspannungsschutzkomponenten 50, wie Arrester im Allgemeinen oder Überspannungsableiter (Surge Arrester) im Speziellen, zum Einsatz kommen. Auch dort kann das System 1 zur Zustandsüberwachung verwendet werden. Ein weiteres Beispiel ist die Temperaturmessung anderer elektrischer Bauteile im Hochspannungsumfeld (High Voltage (HV)-Umfeld) mit planarer Oberfläche.

Claims

Patentansprüche
1. System zur Zustandsüberwachung von mindestens einer Überspannungsschutzkomponente, wobei das System aufweist:
- eine Sendeeinheit;
- eine mit der Sendeeinheit gekoppelte Verbindungsanordnung;
- mindestens eine mit der Verbindungsanordnung gekoppelte Messanordnung, die in oder an mindestens einer Überspannungsschutzkomponente anordenbar ist; und
- eine mit der mindestens einen Messanordnung gekoppelte Auswerteeinheit; wobei
die Sendeeinheit dazu ausgebildet ist, ein Signal auszusenden,
die Sendeeinheit und die Verbindungsanordnung derart gekoppelt sind, dass das Signal in die Verbindungsanordnung einkoppelbar ist,
die Verbindungsanordnung derart ausgebildet und angeordnet ist, das eingekoppelte Signal in Richtung der mindestens einen Messanordnung zu leiten,
die Verbindungsanordnung und die mindestens eine Messanordnung derart miteinander gekoppelt sind, dass das Signal in die mindestens eine Messanordnung einkoppeibar ist, und
die mindestens eine Messanordnung dazu ausgebildet ist, das Signal derart in Abhängigkeit eines Zustands der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente zu reflektieren, dass von der Auswerteeinheit aus dem reflektierten Signal Informationen über den Zustand der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente ableitbar sind.
2. System nach Anspruch 1, wobei die mindestens eine Messanordnung eine Faser und eine mit der Faser verbundene Messkomponente aufweist.
3. System nach Anspruch 2, wobei die Faser der mindestens einen Messanordnung derart ausgebildet und angeordnet ist, das in die mindestens eine Messanordnung eingekoppelte Signal in Richtung der Messkomponente der mindestens einen Messanordnung zu leiten.
4. System nach Anspruch 2 oder 3, wobei die Messkomponente:
ein Faser-Bragg-Gitter aufweist oder als Faser-Bragg-Gitter ausgebildet ist; oder ein oder mehrere Kristalle aufweist oder als ein oder mehrere Kristalle ausgebildet ist; oder
ein oder mehrere fluoreszierende Farbstoffe aufweist als ein oder mehrere flu¬ oreszierende Farbstoffe ausgebildet ist.
5. System nach einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei die Verbindungsanordnung aufweist:
- ein mit der Sendeeinheit gekoppeltes Erdkabel; und
- einen mit dem Erdkabel und der mindestens einen Messanordnung gekoppelten Isolator; wobei
die Sendeeinheit und das Erdkabel derart miteinander gekoppelt sind, dass das von der Sendeeinheit ausgesendete Signal in das Erdkabel einkoppelbar ist,
das Erdkabel derart ausgebildet und angeordnet ist, das eingekoppelte Signal durch das Erdkabel in Richtung des Isolators zu leiten,
der Isolator mindestens einen Leiter, beispielsweise einen Lichtwellenleiter, aufweist und mit dem Erdkabel derart gekoppelt ist, dass das durch das Erdkabel in Richtung des Isolators geleitete Signal in den mindestens einen Leiter des Isolators einkoppelbar ist,
der mindestens eine Leiter des Isolators derart ausgebildet und angeordnet ist, das in den mindestens einen Leiter eingekoppelte Signal durch den mindestens einen Leiter in Richtung der mindestens einen Messanordnung zu leiten, und
der Isolator derart mit der mindestens einen Messanordnung lösbar gekoppelt ist, dass das durch den mindestens einen Leiter des Isolators in Richtung der mindestens einen Messanordnung geleitete Signal in die mindestens Messanordnung einkoppelbar ist.
6. System nach Anspruch 5, wobei das System ferner eine Verbindungseinrichtung aufweist und die Verbindungseinrichtung aufweist:
- eine Verbindungskomponente mit mindestens einer Faser, die derart mit dem Isolator verbindbar oder verbunden ist, dass das durch den Leiter des Isolators geleitete Signal in die mindestens eine Faser der Verbindungskomponente einkoppel¬ bar ist; und
- einen mit der Verbindungskomponente verbundenen Stecker, der dazu ausgebildet ist, eine lösbare Verbindung zwischen der Verbindungskomponente und der mindestens einen Messanordnung herzustellen.
7. System nach einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei
die mindestens eine Messanordnung derart mit der Verbindungsanordnung koppelbar oder gekoppelt ist, dass das reflektierte Signal in die Verbindungsanord nung einkoppelbar ist,
die Verbindungsanordnung derart ausgebildet und angeordnet ist, das in die Verbindungsanordnung eingekoppelte Signal in Richtung der Auswerteeinheit zu leiten,
die Verbindungsanordnung und die Auswerteeinheit derart gekoppelt sind, dass das reflektierte Signal in die Auswerteeinheit einkoppelbar ist, und
die Auswerteeinheit dazu ausgebildet ist, aus dem reflektierten Signal Informationen über den Zustand der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente abzuleiten.
8. System nach einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei das System eine mit der Auswerteeinheit verbundene Recheneinheit aufweist, die dazu ausgebildet ist, aus den Informationen über den Zustand der mindestens einen Überspannungsschutz komponente eine Ausfallwahrscheinlichkeit der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente zu ermitteln.
9. System nach Anspruch 8, wobei die Recheneinheit dazu ausgebildet ist, einen möglichen Ausfall der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente festzu stellen, wenn die ermittelte Ausfallwahrscheinlichkeit der mindestens einen Über spannungsschutzkomponente einen vorbestimmten Grenzwert überschreitet und/oder wenn die ermittelte Ausfallwahrscheinlichkeit der mindestens einen Über spannungsschutzkomponente um einen vorbestimmten Wert von einer ermittelten Ausfallwahrscheinlichkeit einer oder mehrerer weiterer der mindestens einen Über spannungsschutzkomponente abweicht.
10. System nach Anspruch 8 oder 9, wobei die Recheneinheit dazu ausgebildet ist, vor dem möglichen Ausfall der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente zu warnen, wenn die ermittelte Ausfallwahrscheinlichkeit der mindestens einen Über spannungsschutzkomponente einen vorbestimmten Grenzwert überschreitet und/oder wenn die ermittelte Ausfallwahrscheinlichkeit der mindestens einen Über spannungsschutzkomponente um einen vorbestimmten Wert von einer ermittelten Ausfallwahrscheinlichkeit einer oder mehrerer weiterer der mindestens einen Über spannungsschutzkomponente abweicht.
11. System nach einem der Ansprüche 1 bis 10, wobei der Zustand der Überspannungsschutzkomponente eine Temperatur, eine Zugspannung, eine Druckspannung und/oder einen Feuchtegrad der Überspannungsschutzkomponente aufweist oder wobei der Zustand der Überspannungsschutzkomponente eine Temperatur, eine Zugspannung, eine Druckspannung und/oder ein Feuchtegrad der Überspannungsschutzkomponente ist.
12. System nach einem der Ansprüche 1 bis 11, wobei die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente als eine Vielzahl von Überspannungsschutzkomponenten ausgebildet ist.
13. System nach einem der Ansprüche 1 bis 12, wobei die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente einen Varistor aufweist oder als Varistor ausgebildet ist, insbesondere einen Metalloxid-Varistor aufweist oder als Metalloxid-Varistor ausgebildet ist; und/oder
wobei das von der Sendeeinheit ausgesendete Signal ein optisches Signal oder ein digital moduliertes Signal ist.
14. System nach einem der Ansprüche 1 bis 13, wobei die mindestens eine Überspannungsschutzkomponente zum Überspannungsschutz einer Serienkompensation eines Energiesystems ausgebildet ist, insbesondere zum Überspannungsschutz einer in Serie geschalteten Kondensatoren-Bank eines Energiesystems.
15. Verfahren zur Zustandsüberwachung von mindestens einer Überspannungsschutzkomponente mittels des Systems nach einem der Ansprüche 1 bis 14, wobei das Verfahren die folgenden Schritte aufweist:
Aussenden eines Signals mittels der Sendeeinheit;
Einkoppeln des ausgesendeten Signals in die Verbindungsanordnung;
Leiten des in die Verbindungsanordnung eingekoppelten Signals durch die Verbindungsanordnung in Richtung der mindestens einen Messanordnung;
Einkoppeln des über die Verbindungsanordnung in Richtung der mindestens einen Messanordnung geleiteten Signals in die mindestens eine Messanordnung; und
Reflektieren des optischen Signals in oder an der mindestens einen Messanordnung in Abhängigkeit des Zustands der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente derart, dass von der Auswerteeinheit aus dem reflektierten Signal Informationen über den Zustand der mindestens einen Überspannungsschutzkomponente ableitbar sind.
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