Energieanlagen mit Sensoren überwachen

Die Integration verschiedener Sensorsysteme unter­schied­licher Hersteller, die neben den klassischen Strom- und Spannungs­mes­sungen zusätzliche Grössen wie Tempe­ratur und mecha­nische Vibra­tionen erfassen, ist eine grosse Chance, aber gleichzeitig anspruchs­voll. Weitere Heraus­forde­rungen sind das Zusam­men­führen und Verknüpfen der Daten aus diversen Quellen mit unter­schied­licher Qualität und das Ableiten aussage­kräftiger Indikatoren über den Betriebs­mittel­zustand.

In einem von Innosuisse geförderten Forschungs­projekt haben sich die Brugg Kabel AG und die FHNW diesen Fragen gestellt. Es wurde eine IT-Plattform, das «Brugg Eye»-System, konzipiert und entwickelt, welche die Integration und Zusammen­führung von Daten aus unter­schied­lichen Sensoren ermöglicht. In mehreren Laborversuchen und einem Pilotversuch an einem 110-kV-Kabel im Engadin wurden drei moderne Sensor­systeme zusammen mit der Plattform getestet.

Sensorsysteme für Hoch­span­nungs­kabel

Die IT-Plattform ist so konzipiert, dass verschiedene Sensoren integriert werden können. Für die Labortests und für den Feldversuch in diesem Projekt wurden drei Sensor­systeme für Hoch­spannungs­kabel ausgewählt.

Ein Sensorsystem ist für die Teil­ent­ladungs­messung mit Hoch­frequenz­trans­forma­toren (High Frequency Current Transformers, HFCT) zuständig. Dies ist ein Standardverfahren zur Messung von Teil­ent­ladungen in Hoch­span­nungs­kabeln mit einem Hoch­frequenz­trans­for­mator, der an der Schirmerdung des Kabels installiert wird. Mit dem Hoch­frequenz­trans­for­mator werden die hoch­frequenten Teil­ent­ladungs­signale ausgekoppelt und einer Analyseeinheit zugeführt. Zur Bestimmung der Phasenlage der Teil­ent­ladungen gegenüber der 50-Hz-Sinuswelle wird eine Rogowski-Spule an einem Phasenleiter installiert. Die Phasenlage der Teil­ent­ladungssignale gegenüber der 50-Hz-Sinuswelle enthält neben dem Teil­ent­ladungs­niveau zusätzliche Informationen über die Art der Teil­ent­ladungen, z. B. innere oder äussere Teil­ent­ladung usw.

Ein weiteres Sensorsystem, das integriert wurde, ist das Distributed Thermal Sensing (DTS). Dieses System erlaubt die Tempe­ratur­messung über die gesamte Kabellänge mit einer räumlichen Auflösung von typischerweise einem Meter. Basis für die Messung ist ein Glas­faser­kabel, das entweder im Kabel verarbeitet ist oder in der direkten Umgebung des Kabels mitgeführt wird. Von einer optisch-elektri­schen Einheit aus werden Lichtimpulse in das Glas­faser­kabel gesendet, und die Reflektionen der Impulse werden gemessen und ausgewertet. Aufgrund des tempe­ratur­abhän­gigen Brechungsindex des Materials und der Signallaufzeit kann die Temperatur des Glas­faser­kabels distanzabhängig bestimmt werden.

Das dritte Sensorsystem, das berücksichtigt wurde, ist das Distributed Acoustic Sensing (DAS). Ähnlich wie DTS basiert DAS auf einem Glas­faser­kabel, dessen Brechungsindex von der mechanischen Spannung abhängt. Mit diesem System können mechanische Phänomene wie Vibrationen durch Bauarbeiten in der näheren Umgebung des Kabels detektiert werden. Weil Teil­ent­ladungen im Kabel auch mechanische Schwingungen zur Folge haben, können mittels DAS auch Teil­ent­ladungen detektiert werden, was jedoch in diesem Projekt nicht verfolgt wurde.

Zur punktuellen Validierung der DTS-Messwerte kam zusätzlich ein einfacher Tempe­ratur­sensor zum Einsatz, der direkt am Kabel montiert wurde.

IoT-Infrastruktur und Monitoring-Dashboard

Das IT-Konzept des Systems Brugg Eye orientiert sich an einer typischen IoT-Architektur (Bild 1). Messgeräte mit Sensoren in Unterwerken werden mittels eines lokalen Gateways über eine sichere Internet­verbindung an ein zentrales Backend angeschlossen. Dort stehen die erfassten Daten über eine Web-Schnittstelle (API) autorisierten Nachbar­sys­temen und Client-Geräten wie Smartphones, Tablets oder Desktop-Computern zur Verfügung. Bezüglich User-Rollen werden Montage, IT-Betrieb und Monitoring durch Kunden­firmen der Brugg Kabel AG unterschieden.

Um Daten an das zentrale Backend senden zu dürfen, braucht jedes Gateway eine spezifische Berechtigung. Die Datensicherheit beim Transport wird durch TLS-Verschlüs­selung (Transport Layer Security) geschützt. Zudem kann die Verbindung über VPN oder durch die Verwendung dedizierter Kabelstrecken abgesichert werden. Im Unterwerk ist nur eine ausgehende TCP/IP-Verbin­dung vorausgesetzt.

Die Verfüg­barkeit der Messwerte wird durch ein mehrstufiges Konzept maximiert. Messgeräte erfassen hochfrequente, hoch­auf­gelöste Rohdaten und speichern diese oft im Gerät selbst auf einer grossen Harddisk (mehrere TB). Das lokale Gateway holt vorverarbeitete Messdaten von mehreren Messgeräten und allfällige Alarme regelmässig ab und puffert diese auf einer lokalen Harddisk in einen Stream-basierten, persistenten Kafka-Ring-Puffer.

Ein effizientes binäres Encoding sorgt dafür, dass Messdaten schnell und mit möglichst geringer Bandbreite über das Message-basierte MQTT-Transport­protokoll zu einem Broker im zentralen Backend gelangen. Dort werden Messwerte und Alarme zur Visuali­sierung aufbereitet und in eine Zeit­reihen­daten­bank gespeichert. Um die Grösse dieser Datenbank über die Zeit konstant zu halten, wird ihr Inhalt regelmässig auf einem S3-Langzeit­daten­speicher archiviert.

Skalierbarkeit und Erweiterbarkeit

Die Verwendung der IoT-Infrastruktur gibt dem System die nötige Skalier­barkeit. Die Zahl der Unterwerke, welche angeschlossen werden können, ist eigentlich nur durch die Bandbreite der Daten­ver­bindung zum Backend begrenzt. Der verwendete MQTT-Broker kann als Cluster von mehreren Server-Computern betrieben werden. Zudem sind die Daten von der Anwendung her bereits hier­archisch aufgeteilt, in Kabelstrecken und Unterwerke, wodurch auch die Auswertung und Speicherung im zentralen Backend gut auf mehrere Server aufgeteilt werden kann.

Um künftige Entwicklungen im Bereich der Sensor- und Messtechnik nutzen zu können, ist das System sowohl bezüglich der Anzahl als auch der Art von Sensoren erweiterbar. Ein neuer Sensortyp erfordert eine neue Adapter-Komponente im Gateway und in Ausnahmefällen auch eine zusätzliche Dashboard-Ansicht. Transport und Speicherung hingegen bleiben gleich.

Ein Dashboard erlaubt das Monitoring von Messwerten und Alarmen. Neben aktuellen können auch historische Werte angezeigt werden, sofern die Daten noch im Zeitfenster enthalten sind. Für eine genauere Analyse durch Fach­personen können Messreihen als CSV-Datei exportiert werden. Der Zugriff auf Daten ist nur auto­risierten Personen erlaubt.

Testinstallation im Engadin

Von März bis Dezember 2022 wurde das System «Brugg Eye» zusammen mit drei Sensor­systemen an einer 110-kV-Kabelanlage getestet, die seit 2019 im Netz der Engadiner Kraftwerke in Betrieb ist [1,2]. Die knapp 31 km lange Teststrecke verläuft von Zernez nach Pradella. Für den Testbetrieb wurden folgende Sensor­systeme ausgewählt und installiert:

• HFCT-basierte Teil­ent­ladungs­messung von Altanova
• DTS- und DAS-Systeme von AP Sensing

Alle Messgeräte wurden am gleichen Ort in der Schaltanlage Zernez installiert, weil dort alle Kabel und Schirmerdungen gut zugänglich waren und eine zuverlässige Internet­verbindung verfügbar war.

Zur Validierung und Kalibrierung der DTS-Messungen wurde zusätzlich in Ardez und Scuol ein von der FHNW entwickelter Tempe­ratur­sensor eingesetzt. Alle Sensordaten wurden vom System «Brugg Eye» gesammelt, dargestellt und ausgewertet.

Die Glas­faser­kabel befinden sich im gleichen Rohrblock wie die Kabel, aber nicht in den Kabeln selbst und auch nicht in denselben Rohren wie die einadrigen Phasenleiter. Für die DTS-Messungen bedeutet das, dass nicht die eigentliche Temperatur des Kabels, sondern die Temperatur im Rohrblock gemessen werden kann. Die DAS-Messungen repräsentieren somit die mechanischen Schwingungen im gesamten Rohrblock. Für das Projektziel – die Praxis­taug­lichkeit der Sensorsysteme im Feld zu testen – ist diese Situation zufriedenstellend. Direkt im Kabel verarbeitete Licht­wellen­leiter sind aus rein mess­techni­scher Sicht natürlich vorteilhaft, jedoch aufgrund mechanischer Belastungen z. B. bei der Installation des Kabels fehleranfällig. Es existieren bereits IT-Lösungen, die in der Lage sind, anhand der Kabeldaten und Daten des Erdreiches diese Abweichungen zu korrigieren, um die tatsächliche Kabel­tempe­ratur zu erhalten. Solche Lösungen könnten in die Brugg-Eye-Plattform integriert werden.

Die Bilder 2 und 3 zeigen beispielhaft einige Ergebnisse des Testbetriebs. Bild 2 zeigt den Verlauf der mit dem DTS-System gemessenen Temperatur entlang der Kabelstrecke. Auf den ersten Blick gut zu erkennen ist, dass die Temperatur entlang der Kabelstrecke im Rohrblock stark variiert – in diesem Beispiel (Septembertag) zwischen +20 und –3°C. Hot und Cold Spots sind an jenen Orten erkennbar, an denen das Glas­faser­kabel in einen warmen Raum bzw. ins kalte Freie geführt wird.

Bild 3 zeigt den Temperatur­verlauf an ausge­wählten Orten entlang der Kabelstrecke über mehrere Monate. Da das Kabel in einem unter­irdischen Beton­rohrblock verlegt ist, sind die saisonalen Tempe­ratur­schwan­kungen vergleichsweise klein. Je nach Ort beträgt der Tempe­ratur­unter­schied zwischen Juli und November lediglich 5 bis 10°C.

Der Vergleich der DTS-Messungen mit zusätzlichen, punktuell am Glas­faser­kabel angebrachten Kalibrie­rungs­mes­sungen legt nahe, dass beim DTS-System mit zuneh­mender Entfernung von der elektrisch-optischen Einheit (bei km 0 installiert) eine zuneh­mende Mess­abweichung auftritt. Dieser «Drift» könnte mit Hilfe von solchen zusätzlichen, punktuellen und präzisen Messungen korrigiert werden.

Fazit und Ausblick

Aus wissenschaftlicher Sicht hat sich gezeigt, dass die Analyse der Sensordaten und die Identifikation von ungewöhn­lichen Ereignissen anspruchsvoll ist, weil es kaum Daten dazu gibt. Während des zehn­monatigen Testbetriebs sind keine ausser­ordent­lichen Ereignisse vorgefallen, weshalb die Analyse der Messdaten wenig Spekta­kuläres zum Vorschein gebracht hat. Für solche Anwendungen ist es entscheidend, dass Messdaten im grossen Umfang zur Verfügung stehen, die als Basis für das Trainieren von Algorithmen z. B. zur Muster­erkennung dienen können.

Das sensorbasierte Monitoring für Energieanlagen eröffnet der Brugg Kabel AG ein neues Geschäftsfeld. Mit diesem Projekt gelang der Einstieg vom passiven Vertrieb von handelsüblichen Messsystemen in ein integriertes und skalierbares Monitoring-System.

Mit dem gewonnenen Know-how aus dem Projekt «Brugg Eye» konnte die Brugg Kabel AG in der Zwischenzeit ein Monitoring-System mit den Sensor-Technologien Distributed Thermal Sensing (DTS), Partial Discharge Sensing (PDS) und Distributed Acoustic Sensing (DAS) auf den Markt bringen. Die IoT-Plattform erlaubt die Anbindung von Sensing-Systemen unter­schiedlicher Hersteller und Technologien an das Monitoring-System, um den Kunden optimale Lösungen für die Über­wachung der Hoch­spannungs­kabel anzubieten. Die Daten können mit unter­schied­lichen Protokollen an verschiedene Clients und Scada-Systeme weitergegeben werden. Der Fokus der Arbeiten liegt nun auf einer besseren Auswertung der Daten, um noch mehr und genauere Aussagen aus den Messungen zu erhalten.