1. Einleitung Kabel sind ein wichtiger Bestandteil von Kraftwerken und Umspannwerken. Aufgrund ihrer weiten Verbreitung und ihrer Entflammbarkeit stellen Kabel eine erhebliche Brandgefahr dar, weshalb die Verhinderung von Kabelbränden seit langem eine Priorität im Energiesektor ist. In den letzten Jahren sind Kabelbrände jedoch immer häufiger geworden. Statistiken zufolge ereigneten sich in den vergangenen 20 Jahren über 140 Kabelbrände in chinesischen Wärmekraftwerken, davon 75 zwischen 1986 und 1992. In 24 Kraftwerken kam es zu zwei oder mehr Kabelbränden, in einigen sogar zu vier bis sechs. Über 70 % der Kabelbrände verursachten sehr schwere Schäden, 40 % führten zu katastrophalen Zerstörungen. Zwischen 1975 und 1985 wurden 60 schwere Unfälle durch die Ausbreitung von Kabelbränden verursacht, die direkte und indirekte Schäden von über 5 Milliarden Yuan zur Folge hatten. Unfallanalysen zeigen, dass die direkten Ursachen von Kabelbränden häufig minderwertige Kabelverbindungen, lockere Crimpverbindungen und ein zu hoher Kontaktwiderstand sind, was zu Überhitzung und anschließenden Bränden führt. Beispielsweise entzündete sich in einem Kraftwerk in Nordostchina eine überhitzte Verbindung des Kühlwasserkabels Nr. 2, wodurch alle Kabel im Kabelgraben in Brand gerieten und das Kraftwerk abgeschaltet werden musste. Wie sich herausstellte, hatte jemand am Morgen den Geruch verbrannter Isolierung aus einem mehr als 80 Meter von der defekten Kabelverbindung entfernten Schacht wahrgenommen; das Feuer brach um 19 Uhr aus. Ein weiteres Beispiel ist ein Kraftwerk, in dem zwei 200-MW-Generatorblöcke abgeschaltet werden mussten, weil sich eine überhitzte Verbindung des Kühlwasserkabels an einem Block entzündete und ein weiteres Kühlwasserkabel desselben Blocks durchbrannte, wodurch gleichzeitig auch das Kühlwasserkabel des anderen Blocks in Brand geriet. Von Oktober bis November 1991 kam es in drei großen Kraftwerken des nordchinesischen Stromnetzes nacheinander zu Niederspannungskabelbränden, die Stromausfälle an fünf 200-MW-Blöcken verursachten. Wie ersichtlich, ist eine Hauptursache für Kabelbrände die mangelhafte Qualität von Stromkabelverbindungen. Die Qualität von Kabelverbindungen lässt sich jedoch nur im Betrieb leicht feststellen, und je länger die Betriebsdauer, desto höher ist die Wahrscheinlichkeit von Überhitzung und Durchbrennen. Da von der Überhitzung einer Kabelverbindung bis zum Auftreten eines Unfalls ein Prozess besteht, kann die Online-Überhitzungsüberwachung von Kabeln solche Unfälle vollständig verhindern und beseitigen. 2. Funktionsprinzip der faseroptischen Temperaturmessung Die Technologie der faseroptischen Temperaturmessung wurde 1981 von der Universität Southampton entwickelt. Ihr Grundprinzip ist: Nach dem Einsenden eines Lichtimpulses in die Faser streut jeder einzelne Punkt in der Faser einen kleinen Teil des Lichts zurück. Dieses rückgestreute Licht enthält Stokes- und Anti-Stokes-Licht. Das Stokes-Licht ist temperaturunabhängig, während sich die Intensität des Anti-Stokes-Lichts mit der Temperatur ändert. Der Temperaturwert T lässt sich aus dem quantitativen Zusammenhang zwischen dem Verhältnis von Anti-Stokes- zu Stokes-Licht und der Temperatur bestimmen: hΔf IS fO +Δf T= ——- {ln(——)+ 4ln(————)-1} (1) K IAS fO—Δf Dabei gilt: h – Plancksche Konstante (js); k – Boltzmann-Konstante (j/k); IS – Stokes-Lichtintensität; IAS – Anti-Stokes-Lichtintensität; fO – Frequenz des Begleitlichts (l/s); Δf – Frequenzinkrement des Raman-Lichts (l/s); K – absolute Temperatur. Mithilfe der Zeitdifferenz Δti zwischen einfallendem und rückgestreutem Licht und der Lichtausbreitungsgeschwindigkeit CK in der optischen Faser lässt sich der Abstand Xi vom Eintrittspunkt der verschiedenen Streupunkte berechnen. So erhält man die nahezu kontinuierliche Temperaturverteilung entlang der optischen Faser. Xi kann mit folgender Formel berechnet werden: Δti Xi = CK —— (2) 2 Dabei ist: Ck – Lichtausbreitungsgeschwindigkeit in der optischen Faser (m/s); Δti – Rückstreuverzögerungszeit (s). Um die Temperaturverteilung an jedem Punkt entlang der optischen Faser zu messen, müssen die Position jedes Rückstreupunktes und die zugehörige Temperatur gleichzeitig bestimmt werden. Die erforderlichen Messgeräte hierfür sind: a) eine präzise kalibrierte und leistungsstarke Lichtquelle (Laser); b) ein optisches Übertragungs- und Messkabel; c) eine Verarbeitungseinheit zur Bestimmung der Temperaturverteilung. Diese Messgeräte bilden das DTS-System. 3. CSTS-System Das CSTS-System ist eine Weiterentwicklung des DTS-Systems zur Kabelsicherheitsüberwachung. Der Einsatz von DTS-Systemen zur Echtzeitüberwachung von Kabeltemperaturänderungen wurde bereits erfolgreich in mehreren Industrieländern, darunter Japan und Deutschland, implementiert. Durch die kontinuierliche Messung der Temperatur von Kabeln und Kabelverbindungen lassen sich Überhitzungsfehler und Kabelbrände frühzeitig erkennen. Glasfaserkabel eignen sich aufgrund ihrer Unempfindlichkeit gegenüber elektromagnetischen Störungen und Strahlung besonders gut zur Überwachung von Hochspannungskabeln. Nach der Weiterentwicklung der Software bietet das CSTS-System folgende Hauptfunktionen: (1) Echtzeit-Datenerfassung: Echtzeit-Temperaturerfassung an den Überwachungskabeln punktweise zur Erstellung einer Echtzeit-Datenbank; (2) Echtzeit-Datenanzeige: Anzeige der aktuell erfassten Temperatur des Kabels; (3) Übertemperaturalarm: Festlegung von Alarm- und Warntemperaturen nach Benutzerwunsch sowie Einrichtung verschiedener Segmente für die überwachten Kabel. Für jedes Segment können individuelle Alarmwerte festgelegt und verschiedene Abschnitte nach unterschiedlichen Standards überwacht werden; (4) Erwärmungsalarm: Sobald das überwachte Kabel den vom Benutzer festgelegten Erwärmungswert erreicht, wird ein Alarm ausgelöst, der die Position des betroffenen Kabels anzeigt, Daten werden gespeichert und ausgedruckt. (5) Anzeige historischer Daten: Benutzer können die Kabeltemperatur zu einem bestimmten Zeitpunkt, die Temperatur an einem bestimmten Punkt an einem bestimmten Tag, die Temperatur an einem bestimmten Punkt in einem bestimmten Zeitraum sowie die Höchsttemperatur des Kabels an einem bestimmten Tag und die Höchsttemperatur an einem bestimmten Punkt in einem bestimmten Zeitraum über historische Daten abfragen. (6) Anzeige charakteristischer Kurven: Diese umfassen die Temperaturverteilungskurve des Kabels zu einem bestimmten Zeitpunkt, die Temperaturänderungskurve an einem bestimmten Punkt an einem bestimmten Tag, die Temperaturänderungskurve an einem bestimmten Punkt in einem bestimmten Zeitraum sowie die Temperaturverteilungskurve des Kabels mit der höchsten Temperatur an einem bestimmten Tag und die Temperaturänderungskurve an einem bestimmten Punkt in einem bestimmten Zeitraum. (7) Fernüberwachung, -diagnose und -wartung: Die Fernüberwachung, -diagnose und -wartung von Anlagen vor Ort kann über das Internet erfolgen. 4. Anwendungsbeispiel: Das Kernkraftwerk Qinshan verfügt über ein ca. 1 km langes, mit Verbindungsstücken versehenes 6000-V-Hochspannungskabel, das in einem Kabelgraben verlegt ist. Aufgrund der hohen Belastung ist die Kabeltemperatur höher als bei anderen Kabeln. Um Überhitzung und potenzielle Unfälle wie Kurzschlüsse oder Explosionen, insbesondere an den Verbindungsstellen, zu verhindern, wurde der Einsatz eines CSTS-Systems zur Überwachung beschlossen. Im Dezember 2001 wurde ein speziell entwickeltes optisches Messkabel über dem zu prüfenden Kabel verlegt. Zur Verbesserung der Überwachungsgenauigkeit und zur präzisen Temperaturmessung an verschiedenen Punkten des Kabels wurde das optische Messkabel eng am Kabel befestigt. Im März 2002 wurden die Haupteinheit und die Peripheriegeräte des DTS-Systems installiert, das optische Messkabel angeschlossen, das DTS-System aktiviert und eine Warntemperatur eingestellt. Da das Hochspannungskabel sehr lang ist und mehrere Verbindungsstellen aufweist, wurde es in acht Zonen unterteilt: Zone 1 ist der Kabelabschnitt innerhalb des Verteilerraums; Zone 2 ist der Abschnitt zwischen dem Verteilerraum und der ersten Verbindungsstelle; Zone 3 ist der Abschnitt zwischen der ersten und zweiten Verbindungsstelle; Zone 4 ist der Abschnitt zwischen der ersten und zweiten Verbindungsstelle; Zone 5 ist der Abschnitt zwischen der zweiten und dritten Verbindungsstelle; Zone 6 ist der Abschnitt zwischen der dritten und vierten Verbindungsstelle; Zone 7 ist der Abschnitt nach Verbindungsstelle 3; Zone 8 ist ebenfalls der Abschnitt nach Verbindungsstelle 3. Abbildung 1 zeigt die Benutzeroberfläche für die Zonenüberwachung. Abbildung 2 zeigt die Temperaturverteilungskurve des Kabels am 25. Juli 2003 um 17:00 Uhr. Sie verdeutlicht die Temperaturverteilung des gesamten Kabels zu diesem Zeitpunkt: Die beiden Enden weisen niedrigere Temperaturen auf und repräsentieren den im Innenbereich verlaufenden Teil des Kabels. In der Mitte befinden sich mehrere Temperaturtäler, die den Abschnitt des Kabels darstellen, der die Straße kreuzt. Der verbleibende Teil befindet sich im Kabelgraben, wo die Temperatur aufgrund der Sonneneinstrahlung ansteigt. Bei etwa 326 m ist ein Temperaturmaximum zu erkennen. Dort wurde eine Verbindungsstelle mit einer deutlich höheren Temperatur festgestellt, was auf Mängel in der Verbindungsstelle hinweist. Abbildung 2 zeigt die Temperaturverteilung des Kabels am 25. Juli 2003 um 17:00 Uhr. Abbildung 3 zeigt den Temperaturverlauf der Verbindung 2 vom 18. bis 27. Juli 2003. Dieser Verlauf zeigt, dass sich die Temperatur der Verbindung 2 regelmäßig ändert, mit einem Höchstwert um 16:00 Uhr und einem Tiefstwert um 7:00 Uhr. Abbildung 4 zeigt den Temperaturverlauf der Verbindung 2 vom 18. bis 27. Juli 2003. Es handelt sich um ein Histogramm der Höchsttemperaturverteilung der Verbindung 2 vom 18. bis 27. Juli 2003. Die Abbildung zeigt, dass die Höchsttemperatur der Verbindung 2 in diesem Zeitraum vor dem 25. Juli anstieg und danach um fast 10 °C abfiel. Am 25. Juli erreichte die Verbindung 2 ihre Höchsttemperatur von 50 °C. Abbildung 4: Maximaler Temperaturverlauf der Kabelverbindung 2 vom 18. bis 27. Juli 2003. Fazit: Die Praxis der Echtzeitüberwachung der Überhitzung von Hochspannungskabeln im Kernkraftwerk Qinshan zeigt, dass das CSTS-System nicht nur die Temperaturverteilung im Kabel in Echtzeit erfassen und Schwachstellen umgehend erkennen kann, sondern auch Übertemperatur- und Erwärmungsratenalarme ausgibt und automatisch verschiedene Temperaturkennlinien des Kabels generiert. Das System kann die erfassten Daten und Kurven in Echtzeit anzeigen und eine Datenbank für Benutzerabfragen erstellen. Da das CSTS-System die Temperatur an verschiedenen Punkten entlang des optischen Pfades präzise und mit hoher Informationsdichte messen kann, Fehlerstellen umgehend erkennt und zuverlässige Daten liefert, einfach zu installieren und kostengünstig ist und das Glasfaserkabel resistent gegen elektromagnetische Störungen und Strahlung ist, was zu einer langen Lebensdauer führt, ist es ein ideales System zur Überwachung der Kabelüberhitzung. Es kann in Kraftwerken und Umspannwerken zur Überwachung der Kabelüberhitzung sowie an wichtigen Orten wie U-Bahnen, Schiffen, Ölplattformen, Banken und großen Bibliotheken weit verbreitet eingesetzt werden.