Verteilte Glasfaser-Sensorik für Stromkabel

Technologie, Anwendungen und technische Überlegungen zur kontinuierlichen Kabelüberwachung

1. Einleitung

Unterirdische Stromkabelnetze expandieren rasant. Das städtische Lastwachstum, die Elektrifizierung des Verkehrs und der Ausbau erneuerbarer Energien haben Millionen von Kilometern neuer XLPE-Kabel in Rohre, Tunnel und direkt vergrabene Leitungen gebracht. Gleichzeitig haben sich die Lastmuster der Kabel geändert: bidirektionale Stromflüsse von verteilter Solar- und Windenergie bedeuten, dass Kabel keinen einfachen Tag-Nacht-Lastzyklus mehr aufweisen und thermische Belastungen der Isolierung zu einem Hauptfaktor für die Alterung geworden sind.

Kabelausfälle bleiben eines der störendsten und kostspieligsten Ereignisse in einem Verteilnetz. Ein ungeplanter Fehler in einem kritischen unterirdischen Stromkreis erfordert Fehlerortung, Ausgrabung, Spleißen und Austausch – oft über Tage, mit erheblichen Strafen für Kundenunterbrechungen. Da die Kabelbestände altern und die Lasten steigen, ist die kontinuierliche Überwachung von einem Luxus zu einer Notwendigkeit geworden.

Unter den Technologien, die eine kontinuierliche Kabelüberwachung ermöglichen, hat sich die verteilte Glasfaser-Sensorik (D-FOS) als eine der ausgereiftesten und am weitesten verbreiteten etabliert. Im Gegensatz zu herkömmlichen Punkt-Sensoren, die Temperatur oder Dehnung nur an wenigen Stellen messen, dient eine einzelne Glasfaser als kontinuierlicher Sensor entlang der gesamten Kabelroute. Dieser Artikel untersucht, wie D-FOS funktioniert, warum es gut für die elektromagnetische Umgebung von Stromkabeln geeignet ist, die wichtigsten Messtechnologien (DTS, DAS und verteilte Dehnungsmessung), wo es angewendet wird und wie es in eine breitere Strategie zur Zustandsüberwachung von Kabeln passt.

2. Was ist verteilte Glasfaser-Sensorik?

Ein herkömmlicher elektrischer Temperatur- oder Dehnungssensor ist ein Punktgerät: Er misst einen Parameter an einem Ort. Um ein 5 km langes Kabel mit Punkt-Sensoren alle 50 Meter zu überwachen, würde ein Betreiber 100 Sensoren benötigen, jeder mit eigener Verkabelung, Stromversorgung und Signalaufbereitung. Die verteilte Glasfaser-Sensorik verfolgt einen grundlegend anderen Ansatz: Die Glasfaser selbst ist der Sensor.

In einem typischen D-FOS-System wird ein kurzer Laserpuls in die Faser eingespeist. Während sich der Puls ausbreitet, interagiert er mit den Glasmolekülen und erzeugt rückgestreutes Licht. Durch Analyse der Eigenschaften des rückgestreuten Lichts – seiner Intensität, Frequenzverschiebung und Polarisation – als Funktion der Hin- und Rücklaufzeit leitet das Instrument ein räumlich kontinuierliches Profil der Messgröße entlang der gesamten Faser ab. Die grundlegende Signalkette lautet:

1. Laserpuls wird in die Glasfaser eingespeist
2. Puls breitet sich entlang der zu prüfenden Faser aus
3. Rückgestreutes Licht (Raman, Rayleigh oder Brillouin) kehrt zum Interrogator zurück
4. Signalverarbeitung wandelt Rückstreueigenschaften in physikalische Größen um
5. Temperatur-, Dehnungs- oder akustische Profile werden in metrischen Abständen erstellt
6. Der Kabelzustand wird aus dem verteilten Profil bewertet

Das Ergebnis ist eine verteilte Messung: eine Faser, ein Interrogator und Tausende von Messpunkten entlang der Kabellänge – typischerweise alle 0,5 bis 2 Meter, über Distanzen von bis zu 50 km oder mehr, je nach Technik.

3. Warum ist Glasfaser-Sensorik für Stromkabel geeignet?

Mehrere Eigenschaften machen Glasfaser einzigartig gut geeignet für die elektromagnetische Umgebung von Hochspannungskabelsystemen:

• Elektrische Isolierung: Die Faser ist dielektrisch. Sie leitet keinen Strom und benötigt keine elektrische Energie am Messpunkt, wodurch Sicherheitsbedenken bei der Verlegung neben Hochspannungsleitern entfallen.
• Elektromagnetische Immunität: Herkömmliche elektrische Sensoren (Thermoelemente, RTDs, Stromwandler) sind anfällig für elektromagnetische Störungen durch Schalttransienten, Wechselrichterharmonische und Fehlerströme. Glasfaser ist gegen diese Felder immun, da das Signal Licht und keine Elektrizität ist.
• Passives Sensorelement: Es werden keine Elektronik, Batterien oder Sender im Feld installiert. Die einzige Feldhardware ist die Faser selbst, die keine Wartung benötigt und nicht wie ein aktiver elektronischer Sensor altert.
• Langstreckenüberwachung: Eine einzige Interrogator-Einheit kann bis zu Dutzende von Kilometern Faser überwachen und einen gesamten Kabelkreis von einem Ende abdecken.
• Hohe räumliche Auflösung: Temperatur oder Dehnung wird in Abständen von unter einem Meter bis zu einem Meter gemeldet, wodurch lokalisierte Hotspots aufgelöst werden, die Punkt-Sensoren, die im Abstand von Dutzenden von Metern angebracht sind, übersehen würden.
• Kontinuierliche Echtzeitmessung: Profile werden alle paar Sekunden bis Minuten aktualisiert, abhängig von der Technik und der Mittelungszeit, und erfassen sowohl langsame Trends als auch transiente Ereignisse.

Kurz gesagt, die Faser nimmt nicht das Rauschen auf, das elektrische Sensoren in Umspannwerken und Schaltanlagen plagt, und sie misst jeden Meter Kabel anstatt nur die wenigen Punkte, an denen Sensoren installiert wurden.

4. Verteilte Temperaturmessung (DTS)

Die verteilte Temperaturmessung ist die ausgereifteste und am weitesten verbreitete D-FOS-Technik für Stromkabel. Sie misst die Temperatur entlang der gesamten Länge der Glasfaser.

4.1 Physikalisches Prinzip: Raman-Streuung

Wenn ein Laserpuls durch eine Glasfaser propagiert, wird ein kleiner Teil des Lichts zur Quelle zurückgestreut. Drei Streumechanismen sind relevant:

• Rayleigh-Streuung: elastische Streuung aufgrund von Dichteschwankungen; das rückgestreute Licht hat die gleiche Wellenlänge wie die Quelle. Sie bildet die Grundlage für OTDR und DAS.
• Raman-Streuung: inelastische Streuung aufgrund von Molekülschwingungen. Sie erzeugt zwei Spektralbänder: Stokes (längere Wellenlänge, geringere Energie) und Anti-Stokes (kürzere Wellenlänge, höhere Energie). Die Intensität des Anti-Stokes-Lichts ist stark temperaturabhängig, während die Intensität des Stokes-Lichts nicht ist. Das Verhältnis von Anti-Stokes- zu Stokes-Licht kodiert direkt die lokale Temperatur.
• Brillouin-Streuung: inelastische Streuung aufgrund von akustischen Phononen; die Frequenzverschiebung (Brillouin-Verschiebung) hängt sowohl von der Temperatur als auch von der Dehnung ab. Sie bildet die Grundlage für BOTDR/BOTDA-Techniken.

DTS-Instrumente senden einen schmalen Laserpuls aus, trennen das rückgestreute Licht mithilfe von Wellenlängenfiltern in seine Stokes- und Anti-Stokes-Komponenten und messen ihr Intensitätsverhältnis als Funktion der Hin- und Rücklaufzeit. Die Zeitverzögerung wird in eine Entfernung entlang der Faser umgerechnet. Das Ergebnis ist ein Temperaturprofil T(z) für jeden Meter des Kabels, das kontinuierlich aktualisiert wird.

4.2 Wichtige Leistungsparameter

• Räumliche Auflösung: typischerweise 0,5–2 m – die Entfernung, über die ein Temperaturstufenprofil aufgelöst wird.
• Temperaturgenauigkeit: typischerweise ±0,5 °C bis ±1 °C, kalibriert gegen ein Referenzbad.
• Messbereich: bis zu 30–50 km pro Interrogator-Kanal, abhängig von Fasertyp und Mittelung.
• Messintervall: Sekunden bis Minuten, abhängig von der erforderlichen SNR und Entfernung.

5. Erkennung von Kabel-Hotspots

Ein Hotspot ist ein lokalisierter Bereich, in dem die Kabeltemperatur um mehrere Grad über der Umgebungstemperatur liegt. Hotspots sind wichtig, da sie die Alterung der Isolierung beschleunigen und, wenn sie nicht behoben werden, zu einem vorzeitigen Ausfall führen können. Häufige Ursachen sind:

• Überlastung: anhaltende Last über der Kabelampazität.
• Schlechte Wärmeableitung: blockierte Rohre, Hinterfüllung mit hohem thermischem Widerstand oder eng beieinander liegende Kabelgruppen.
• Probleme mit Kabelverbindungen: schlechter Kontakt an einer Verbindung verursacht lokale ohmsche Erwärmung.
• Thermischer Widerstand des Bodens: trockener oder schlecht verdichteter Boden um direkt vergrabene Kabel reduziert die Wärmeübertragung.
• Lokalisierte Schäden: Mantelbeschädigung oder Wassereintritt verändern die lokalen thermischen Eigenschaften.

DTS adressiert die Hotspot-Erkennung in fünf Schritten: Es misst kontinuierlich das Temperaturprofil entlang der Route; es identifiziert Bereiche, in denen die Temperatur die umgebende Basislinie um einen festgelegten Betrag überschreitet; es lokalisiert den Hotspot auf einen Meter genau; es verfolgt, wie sich diese Temperatur im Laufe der Zeit ändert; und es löst einen Alarm aus, wenn ein konfigurierter Schwellenwert überschritten wird. Dies ermöglicht es Wartungsteams, den spezifischen Ort zu untersuchen – einen blockierten Rohr zu reinigen, eine verdächtige Verbindung zu inspizieren oder die Last zu reduzieren –, anstatt die gesamte Route aus Verdacht auszugraben. Periodische Offline-Tests können im Gegensatz dazu typischerweise die Leitertemperatur überhaupt nicht messen, und schon gar nicht entlang jedes Meters eines vergrabenen Kabels.

6. Verteilte akustische Sensorik (DAS)

Die verteilte akustische Sensorik nutzt dieselbe Glasfaser, um Vibrationen und akustische Signale entlang der Route zu messen. Die technische Grundlage ist die phasenempfindliche OTDR (φ-OTDR): Kohärente Laserpulse werden eingespeist, und Phasenänderungen in der Rayleigh-Rückstreuung – verursacht durch Dehnung in der Faser durch externe Vibrationen – werden an jeder Position gemessen.

DAS unterscheidet sich grundlegend von DTS. Wo DTS langsam die Temperatur misst, misst DAS Vibrationen mit Abtastraten von Tausenden von Samples pro Sekunde. Es wird verwendet für: Überwachung von Eingriffen Dritter (Ausgrabungen oder Grabungen in der Nähe der Kabelroute), Erkennung mechanischer Störungen, Überwachung von Kabelinstallation und Zugkräften sowie Erkennung externer Einwirkungen. Im Kontext von Stromkabeln wird DAS typischerweise eingesetzt, um das Kabel vor mechanischen Schäden zu schützen, anstatt den Isolationszustand zu bewerten.

Die Unterscheidung ist wichtig: DTS beantwortet die Frage „Wo und wie heiß?“; DAS beantwortet die Frage „Was passiert entlang der Route?“ Sie sind komplementär, nicht austauschbar.

7. Andere verteilte Glasfaser-Sensortechnologien

Neben DTS und DAS sind zwei weitere verteilte Techniken für die Kabelüberwachung relevant:

Für die thermische Überwachung von Stromkabeln bleibt DTS das Arbeitspferd. Die Dehnungsmessung auf BOTDR-Basis wird dort eingesetzt, wo Bodenbewegungen oder Kabelverformungen ein Problem darstellen – zum Beispiel in erdbebengefährdeten Gebieten oder unter Eisenbahnübergängen. DAS wird hinzugefügt, wenn Eingriffe Dritter ein Risiko darstellen.

8. Systemarchitektur

Ein typisches verteiltes Glasfaser-Überwachungssystem für Stromkabel besteht aus folgenden Komponenten:

• Sensorfaser: ein robustes ein- oder multimode Glasfaserkabel, das neben (oder innerhalb) des Stromkabels installiert ist – typischerweise in einem Rohr, am Kabel befestigt oder bei Neuinstallationen in den Kabelmantel integriert.
• Optische Sensoreinheit (Interrogator): das DTS-, DAS- oder BOTDR-Instrument, untergebracht in einem Schaltschrank im Umspannwerk oder in einem wetterfesten Gehäuse. Es sendet Laserpulse aus und analysiert die Rückstreuung.
• Signalaufnahme und Digitalisierung: Fotodetektoren und Hochgeschwindigkeits-Digitalisierer wandeln das optische Rücksignal in digitale Datenströme um.
• Datenverarbeitung: On-Board-Software wandelt die rohe Rückstreuung in Temperatur-, Dehnungs- oder akustische Profile um, wobei Kalibrierung und Rauschunterdrückung angewendet werden.
• Zustandsüberwachungssoftware: eine Server- oder Cloud-Plattform, die historische Profile speichert, Trenddiagramme erstellt und den aktuellen Status auf einer geografischen oder schematischen Karte anzeigt.
• Alarmsystem: Schwellenwert- und Anstiegsgeschwindigkeitsalarme, die lokale Relais, SCADA-Signale, SMS/E-Mail-Benachrichtigungen oder Arbeitsaufträge im Asset-Management-System auslösen.
• Leitstellen-Schnittstelle: Bediener-Dashboards in der Leitstelle des Versorgungsunternehmens, integriert in bestehende SCADA- oder GIS-Plattformen.

9. Anwendungen in Stromkabelsystemen

• Unterirdische Übertragungskabel: 110–500 kV-Stromkreise in dichten städtischen Netzen, wo Hotspots durch blockierte Rohre oder schlechte Verbindungen kostspielig zu lokalisieren sind.
• Unterirdische Verteilungskabel: 10–35 kV-Zuleitungen, wo mehrere Kabel einen Rohrkanal teilen und gegenseitige Erwärmung die Ampazität reduzieren kann.
• Kabeltunnel: gemeinsame Tunnel mit mehreren Stromkreisen, wo DTS überprüft, dass kein Kabel überhitzt, und DAS Einbruchserkennung bietet.
• Umspannwerke: Überwachung von Kabelkreuzungen, Sammelschienenverbindungen und Transformatoranschlüssen mit begrenztem Zugang.
• Infrastruktur für erneuerbare Energien: zwischengeschaltete Kabel in Offshore-Windparks, Sammelschaltkreise von Solarparks und Batteriespeicheranschlüsse, wo Fernüberwachung unerlässlich ist.
• Rechenzentren und Industrieanlagen: Stromkabeltrassen und Stromschienen, wo thermische Überlastung die Betriebszeit direkt beeinflusst.

Typisches technisches Szenario

Ein 220 kV-Untergrundkabelkreis in einem städtischen Stromnetz verläuft 8 km durch einen gemeinsamen Rohrkanal unter einer Hauptstraße. Eine robuste DTS-Faser wird im Rohr neben dem Stromkabel gezogen, wobei der Interrogator an einem Ende in einem Umspannwerk installiert ist. Das System misst alle Meter alle 30 Sekunden die Temperatur.

Sechs Monate nach der Inbetriebnahme zeigt das DTS-Profil einen lokalisierten Temperaturanstieg von 9 °C über der Routenbasislinie bei etwa 4,3 km während einer Sommer-Spitzenlastperiode. Der Trend deutet darauf hin, dass sich der Hotspot verschlimmert. Wartungsteams untersuchen diesen Ort und stellen fest, dass ein Abflussrohr über dem Rohr verstopft ist, wodurch das Rohr überflutet wird und die Wärmeableitung reduziert wird. Der Abfluss wird gereinigt; innerhalb von zwei Wochen kehrt das Temperaturprofil zur erwarteten Basislinie zurück. Der Hotspot wurde erkannt und auf einen Meter genau lokalisiert – ohne die gesamte 8 km lange Route auszugraben.

Dies ist ein typisches technisches Szenario, das veranschaulicht, wie DTS ein kontinuierliches Temperaturprofil in eine spezifische Wartungsmaßnahme umwandelt. Es wird nicht als Referenz für ein bestimmtes Projekt präsentiert.

10. D-FOS vs. traditionelle Punkt-Sensoren

Punkt-Sensoren bleiben dort angebracht, wo ein einzelner, gut definierter Punkt (wie eine bestimmte Verbindung oder ein Transformatoranschluss) eine lokale Überwachung erfordert oder wo das Budget eine vollständige verteilte Abdeckung begrenzt. Für lange Kabelstrecken bietet D-FOS das kontinuierliche Bild, das Punkt-Sensoren nicht liefern können.

11. Rolle bei der Zustandsüberwachung von Stromkabeln

Die verteilte Glasfaser-Sensorik ist eine Schicht eines vollständigen Programms zur Zustandsbewertung von Kabeln. Sie ersetzt keine anderen Diagnoseverfahren und sollte auch nicht so dargestellt werden:

• DTS misst die Temperatur und erkennt thermische Hotspots. Sie misst nicht direkt die Verschlechterung der Isolierung.
• Teilentladungsmessung (PD) erkennt interne Isolationsfehler – Hohlräume, Delaminationen, Wasserbäume –, die DTS nicht sieht, bis sie eine Überhitzung verursachen.
• TDR-Fehlerortung identifiziert die Position eines Kabelfehlers, nachdem er aufgetreten ist; D-FOS überwacht thermische Bedingungen, lokalisiert aber keine elektrischen Fehler.
• VLF-Hipot- und Diagnosetests wenden Überspannung an und messen Tan Delta, um den Isolationszustand offline quantitativ zu bewerten.
• Isolationswiderstandsprüfung überprüft die grundlegende Isolationsintegrität während der routinemäßigen Wartung.

Ein ausgereiftes Zustandsüberwachungsprogramm kombiniert diese Techniken: DTS bietet kontinuierliche thermische Wahrnehmung; PD-Überwachung bietet Wahrnehmung von Isolationsfehlern; offline VLF- und Tan-Delta-Tests bieten periodische quantitative Bewertung; und TDR/Arm-Fehlerortungsgeräte lokalisieren Fehler, wenn sie auftreten. Jede Technologie beantwortet eine andere Frage.

12. Einschränkungen und technische Überlegungen

D-FOS ist keine Universallösung. Ingenieurteams sollten Folgendes abwägen:

• Installationskomplexität: das Ziehen einer dedizierten Sensorfaser in ein bestehendes Rohr erfordert Zugang; für in Betrieb befindliche Kabel kann eine Nachrüstung schwierig sein. Neue Kabel können die Faser während der Herstellung in den Mantel integrieren.
• Platzierung der Faser: die Faser muss thermisch mit dem Kabel gekoppelt sein – daneben verlegt, in Abständen befestigt oder eingebettet. Schlechte Kopplung (z. B. Faser in einem separaten Rohr) reduziert die Temperaturgenauigkeit.
• Anfangskosten des Systems: Interrogator-Einheiten und robuste Fasern haben höhere Kapitalkosten als Punkt-Sensoren, die durch geringere langfristige Installations- und Wartungskosten ausgeglichen werden.
• Dateninterpretation: Temperaturprofile erfordern technisches Urteilsvermögen. Ein steigender Trend kann auf Überlastung, ein blockiertes Rohr oder eine fehlerhafte Verbindung hindeuten – Bediener benötigen Basisdaten und Schulungen, um sie richtig zu interpretieren.
• Umweltbedingungen: die Leistung der Faser wird durch Strahlung, Biegeverluste und Wassereintritt im Stecker beeinträchtigt; Feldverbindungen erfordern sorgfältige Abdichtung.
• Integration: Daten müssen in SCADA-, GIS- und Asset-Management-Systeme integriert werden, um umsetzbar zu sein, nicht nur auf einem dedizierten Bildschirm angezeigt zu werden.
• Wartung: der Interrogator und die Feldstecker erfordern regelmäßige Kalibrierung und Inspektion.

13. Zukunftstrends

• KI-gestützte Analyse: Machine-Learning-Modelle werden thermische Anomalien automatisch klassifizieren und echte Hotspots von normalen saisonalen oder lastbedingten Temperaturschwankungen unterscheiden.
• Vorausschauende Wartung: die Kombination von DTS-Trends mit Lastverlauf und Kabel-Thermimodellen wird die verbleibende thermische Lebensdauer vorhersagen und Wartungsfenster empfehlen.
• Digitale Zwillinge: virtuelle Replikate von Kabelkreisen, gespeist von Live-DTS-, PD- und Lastdaten, werden das Verhalten unter verschiedenen Lastszenarien simulieren.
• Mehrparameter-Sensorik: eine einzelne Faser liefert gleichzeitig Temperatur (Raman), Dehnung (Brillouin) und akustische (Rayleigh) Daten, integriert in eine einzige Überwachungsplattform.
• Cloud-basierte Fernwartung: Interrogatoren in mehreren Umspannwerken werden Profile an eine zentrale Cloud-Plattform übertragen, um sie über Stromkreise hinweg zu vergleichen und von Experten überprüfen zu lassen.
• Integration in Smart Grids: D-FOS-Daten werden in Verteilungsmanagementsysteme eingespeist, was eine dynamische Ampazitätsanpassung auf der Grundlage tatsächlich gemessener Leitertemperaturen anstelle konservativer Auslegungsannahmen ermöglicht.

14. Fazit

Die verteilte Glasfaser-Sensorik bietet Stromkabelbetreibern eine kontinuierliche, verteilte Messung der thermischen und mechanischen Bedingungen entlang der gesamten Kabelroute – etwas, das Punkt-Sensoren und periodische Offline-Tests nicht leisten können. DTS erkennt Hotspots und lokalisiert sie auf wenige Meter genau; DAS überwacht Eingriffe Dritter; Brillouin-basierte Systeme messen Dehnung. Zusammen bieten sie eine Frühwarnung, verbessern die Sichtbarkeit von Anlagen und unterstützen Entscheidungen zur vorausschauenden Wartung.

Moderne Kabelwartung erfordert die Zusammenarbeit mehrerer Diagnosetechnologien. Glasfaser-Sensorik überwacht Temperatur und mechanische Störungen; Teilentladungs- und Offline-VLF-Tests bewerten den Isolationszustand; TDR- und Arm-Fehlerortungsgeräte identifizieren Fehler, wenn sie auftreten. Kein einzelnes Instrument ersetzt die anderen. XZH TEST bietet professionelle Lösungen für die Prüfung und Diagnose von Stromkabeln zur Fehlererkennung, Isolationsprüfung, Zustandsbewertung und Wartung – und hilft Betreibern beim Aufbau eines umfassenden Programms zur Kabelgesundheit.

Über XZH TEST

XZH TEST (Xian Xuzhihui Electromechanical Technology Co., Ltd.) stellt Kabel Fehlerortungsgeräte, TDR-Vorortungsgeräte, VLF-AC-Hipot-Tester, Teilentladungs-Detektionsgeräte und verwandte Kabeldiagnoseinstrumente her. Die Produkte sind für Feldtauglichkeit, Messgenauigkeit und Kompatibilität mit internationalen Prüfnormen ausgelegt und unterstützen Programme zur Wartung von Kabeln in Versorgungsunternehmen, Industrie und erneuerbaren Energien.

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