Überwachung von Leiterseilschwingungen mit Solarenergie

Ein einziges Galoppierereignis in einem 400-m-Spannfeld kann vertikale Schwingungen von über 10 Metern Spitze zu Spitze erzeugen. Bei dieser Amplitude sinkt der Abstand zwischen den Phasen auf einem 500-kV-Doppelleitungsmast unter die Überschlagsstrecke. Die Auslösung erfolgt innerhalb von Sekunden. Die Schäden am Mast summieren sich über Stunden.

Das Problem ist nicht, dass Leitergaloppieren unzureichend verstanden wird – der aerodynamische Mechanismus ist seit der Analyse von Den Hartog aus dem Jahr 1932 dokumentiert. Das Problem ist die Erkennung. Wenn eine Wartungsmannschaft das Galoppieren entdeckt, wurden die Leiterklemmen bereits Tausenden von Ermüdungsbelastungen ausgesetzt. Echtzeitüberwachung verändert die Situation, aber nur wenn die Sensoren während derselben Eisstürme, die das Galoppieren verursachen, mit Strom versorgt bleiben.

Was verursacht Leitergaloppieren?

Leitergaloppieren erfordert zwei Bedingungen gleichzeitig: asymmetrische Eisbildung auf der Leiteroberfläche und einen gleichmäßigen Querwind.

Eisansammlungen bilden sich selten gleichmäßig. Gefrierender Regen oder nasser Schnee lagert sich bevorzugt auf der dem Wind zugewandten Seite ab und erzeugt einen D-förmigen oder sichelförmigen Querschnitt. Diese Asymmetrie verwandelt den Leiter in ein instabiles Tragflächenprofil. Trifft der Wind in einem geeigneten Winkel und mit der richtigen Geschwindigkeit auf den vereisten Leiter – typischerweise mit 5–15 m/s senkrecht zum Spannfeld –, treiben aerodynamischer Auftrieb und Widerstand eine niederfrequente Schwingung an, gewöhnlich mit 0,1–1 Hz.

Die Variablen, die bestimmen, ob ein Spannfeld zu galoppieren beginnt:

Die grundlegende Schwierigkeit: Leiterseilschwingungen lassen sich nicht allein anhand von Wetterdaten vorhersagen. Zwei identische Leitungsabschnitte derselben Leitung im Abstand von 2 km können sich völlig unterschiedlich verhalten, da die Eisbildung vom Mikrorelief, der Ausrichtung des Leiters zum Wind und der spezifischen Niederschlagsart während des Vereisungsereignisses abhängt. Ein Abschnitt, der 20 Jahre lang nie geschwungen hat, kann nach einem einzigen ungewöhnlichen Eisregenereignis anfangen zu schwingen.

Warum herkömmliche Erkennung versagt

Der Standardansatz der meisten Versorgungsunternehmen beim Management von Leiterseilschwingungen ist reaktiv:

1. Visuelle Inspektion nach dem Ereignis. Monteure kontrollieren die Leitungen nach einem Eissturm und suchen nach Leiterschäden, verschobenen Abstandhaltern oder Verformungen an der Mastarmatur. Damit werden die Folgen erfasst, nicht die Ereignisse selbst.
2. Fehleranalyse nach einer Abschaltung. Ein Schutzrelais schaltet die Leitung ab, die Disponenten prüfen die Fehleraufzeichnungen, und jemand vermutet, ob der Überschlag durch Leiterseilschwingungen verursacht wurde oder eine andere Ursache hatte. Die elektrische Signatur eines durch Schwingungen verursachten Überschlags zwischen Phasen (wiederholte Phasen-Phasen-Fehler bei Eis und Wind) ist im Nachhinein erkennbar, aber dann ist der Schaden bereits entstanden.
3. Vorrichtungen zur Schwingungsunterdrückung. Phasenzwischenraumhalter, Verstimmungspendel und exzentrische Gewichte unterdrücken Schwingungen in bekannten Problemabschnitten. Sie funktionieren – aber zunächst muss bekannt sein, welche Abschnitte problematisch sind. Die Nachrüstung von Vorrichtungen zur Schwingungsunterdrückung entlang eines gesamten 500-km-Korridors ist ohne Daten zur Priorisierung unerschwinglich teuer.

Die Erfassungslücke: Bei einem Eissturm können Leiterseilschwingungen stundenlang andauern und die Leiterseilarmaturen zyklischen Ermüdungslasten aussetzen, ohne eine Schutzabschaltung auszulösen, wenn die Schwingungsamplitude knapp unterhalb des für einen Überschlag erforderlichen Isolationsabstands bleibt. Diese Schwingungen unterhalb der Überschlagsschwelle sind für SCADA- und Relaissysteme unsichtbar, verursachen jedoch kumulative mechanische Schäden und verkürzen die Lebensdauer der Komponenten.

Sensorbasierte Erkennung von Leiterseilschwingungen

Die Echtzeitüberwachung von Leiterseilschwingungen verwendet eine Kombination aus Beschleunigungssensoren und Neigungssensoren, die am Leiterseil oder an der Mastarmatur montiert sind. Der Messansatz:

Der entscheidende Unterschied besteht darin, Galloping von aeolischen Schwingungen zu unterscheiden. Aeolische Schwingungen treten bei 3–150 Hz mit Amplituden von Millimetern bis Zentimetern auf — sie stellen ein Ermüdungsproblem, aber kein Überschlagsrisiko dar. Galloping tritt bei 0,1–1 Hz mit Amplituden im Meterbereich auf. Ein korrekt konfigurierter Beschleunigungssensor mit geeigneter Abtastrate und Frequenzfilterung unterscheidet beide zuverlässig.

Anforderungen an die Datenübertragung

Für die Galloping-Überwachung ist kein kontinuierliches Streaming mit hoher Bandbreite erforderlich. Das Betriebsmuster:

• Normalmodus: Der Sensor erfasst mit niedriger Rate Messwerte und überträgt alle 15–60 Minuten eine Zustandsprüfung und zusammenfassende Statistiken. Leistungsaufnahme: minimal.
• Warnmodus: Wenn die Beschleunigungssensordaten den Galloping-Schwellenwert überschreiten (konfigurierbare Kriterien für Amplitude und Frequenz), wechselt das Gerät zur Burst-Übertragung und sendet detaillierte Wellenformdaten und Warnmeldungen in Intervallen von 1–5 Minuten. Leistungsaufnahme: steigt während der Übertragungs-Bursts auf Spitzenwerte.
• Ereignisaufzeichnung: Vollständige Erfassung der Wellenform während bestätigter Galloping-Ereignisse zur nachträglichen ingenieurtechnischen Analyse.

Diese Architektur mit Arbeitszyklen macht LoRa zum richtigen drahtlosen Protokoll für Galloping-Sensoren. 4G/LTE ist für die anfallenden Datenmengen überdimensioniert (im Normalbetrieb wenige KB pro Übertragung, während Bursts einige Dutzend KB), und die Leistungsaufnahme von 0,5–2 W pro Übertragung leert die Batteriereserven, die mehrtägige Eisstürme überstehen müssen.

Warum LoRa für die Galloping-Überwachung geeignet ist

LoRa arbeitet in nicht lizenzierten Sub-GHz-Bändern (typischerweise 868 MHz oder 915 MHz, je nach Region) und bietet:

Bei einer Galoppierüberwachung entlang einer 100 km langen Trasse mit Sensoren an jedem dritten Leitungsfeld (etwa 100 Sensoren) entfallen mit LoRa 100 Mobilfunkverträge. Bei 5–15 $ pro Monat und SIM-Karte für M2M-Datentarife entspricht das allein einer Einsparung von 6.000–18.000 $ an jährlichen Telekommunikationskosten.

Der Reichweitenvorteil ist in der Praxis entscheidend. Übertragungstrassen verlaufen typischerweise durch offenes Gelände – genau die Umgebung, in der sich LoRa-Signale im Sub-GHz-Bereich am besten ausbreiten. Ein LoRa-Gateway an einem zentralen Mast oder Umspannwerk kann je nach Gelände Daten von Sensoren über eine Trassenlänge von 10–30 km aggregieren. Das Gateway überträgt die Daten anschließend per 4G oder Glasfaser an SCADA – die Mobilfunkkosten konzentrieren sich dadurch auf einen einzigen Anschlusspunkt.

Mehrere Sensoren pro Leitungsfeld sind mit LoRa ebenfalls praktikabel. Bündelleiter (üblich bei Leitungen ab 220 kV) können Sensoren an mehr als einem Teilleiter erfordern, um die Schwingungsform des Galoppierens zu charakterisieren. Die niedrigen Kosten pro LoRa-Knoten und der geringe Energiebedarf machen dies machbar.

Energiearchitektur: Warum Solarenergie unverzichtbar ist

Ein Galoppiersensor muss jahrelang autonom an einem Mast oder einer Leiterklemme betrieben werden, an Orten, an denen weder Wechselstrom noch kabelgebundene Kommunikation vorhanden sind. Die Energieoptionen:

CT-Energiegewinnung funktioniert bei leitermontierten Geräten an stark belasteten Leitungen – sofern die Leitung konstant mehr als 20 A führt, liefert ein CT-Energieernter ausreichend Strom für den Sensor und das Funkmodul. Galoppiersensoren werden jedoch häufig an Leitungen eingesetzt, die nicht dauerhaft eine hohe Last führen (Verteilungsabzweige, ländliche 69–138-kV-Leitungen), und CT-Energieernter erzeugen null Watt, wenn die Leitung für Wartungsarbeiten spannungsfrei geschaltet ist – genau dann, wenn der Sensor möglicherweise weiterhin den Betriebszustand übertragen soll. Für einen ausführlicheren Vergleich von CT und Solarenergie bei Freileitungsanwendungen haben wir die Ausfallarten und Kostenabwägungen in unserer Analyse zur CT- und Solarstromversorgung aufgeschlüsselt.

Primärbatterien (Lithium-Thionylchlorid usw.) liefern in Sensoranwendungen mit niedriger Einschaltdauer 3–5 Jahre lang zuverlässig Strom. Die Einschränkung: Galoppier-Ereignisse lösen den Burst-Modus aus, der deutlich mehr Strom verbraucht als der Schlafmodus. Ein mehrtägiger Eissturm mit anhaltendem Galoppieren könnte eine Primärbatterie Monate oder Jahre vor ihrer erwarteten Lebensdauer entladen. Der Batteriewechsel an einem unter Spannung stehenden Übertragungsmast erfordert ein Montageteam, einen Hubsteiger oder Kletterausrüstung und möglicherweise eine Leitungsabschaltung. In großem Maßstab wird dies zu einem OpEx-Problem.

Solarmodul plus wiederaufladbare Batterie – diese Architektur hält den betrieblichen Anforderungen stand. Ein kleines Photovoltaikmodul am Gerätegehäuse oder am Mastarm lädt unter normalen Bedingungen eine Lithiumbatterie auf und baut eine Reserve auf, die den Sensor während längerer Sturmereignisse versorgt, wenn der solare Energieeintrag nahezu auf null sinkt. Gut konzipierte hybride Energiearchitekturen mit zwei Quellen erreichen in entlegenen Netzinfrastrukturen regelmäßig eine sehr hohe Betriebsverfügbarkeit.

Technische Daten des LinkSolar-WD-Schwingungsüberwachungsgeräts

Das WD-Schwingungsüberwachungsgerät (LS-3V7WD11010) verwendet eine solarbetriebene Architektur, die speziell für dieses Einsatzszenario entwickelt wurde:

Die 3,7-V-Batterie mit 6 Ah stellt 22,2 Wh gespeicherte Energie bereit. Bei einer Leistungsaufnahme des LoRa-Senders von 30–100 mW pro Übertragungsburst und einem durchschnittlichen Verbrauch des Sensorarrays von unter 200 mW ermöglicht diese Reserve einen tagelangen Dauerbetrieb im Alarmmodus ohne jegliche solare Aufladung – auch im ungünstigsten Fall eines mehrtägigen Eissturms mit dichter Bewölkung.

Das Solarmodul lädt die Batterie bei jeder noch so kurzen Aufhellung des Himmels auf, selbst bei nur teilweise aufklarendem Himmel. Anders als bei der Energiegewinnung mittels Stromwandler ist die Energiequelle unabhängig davon, ob die überwachte Leitung unter Spannung steht. Das ist wichtig für Leitungen, die während starker Schwingungsereignisse vorsorglich spannungsfrei geschaltet werden können – der Sensor sendet weiterhin Meldungen und bestätigt, ob die Schwingungen aufgehört haben, bevor die Leitung wieder unter Spannung gesetzt wird.

Die vollständigen technischen Daten und die Architektur der Überwachungsplattform sind auf der Produktseite des WD-Schwingungsüberwachungsgeräts ausführlich beschrieben. Einen Überblick über die umfassendere Überwachungsplattform für Stromleitungen einschließlich Eis- und Durchhangüberwachung finden Sie in der Übersicht des Freileitungsüberwachungssystems.

Überlegungen zur Installation

Einige praktische Hinweise aus Feldeinsätzen:

Sensorplatzierung je Spannfeld. Leitungen mit einem einzelnen Leiter benötigen typischerweise einen Sensor in der Mitte des Spannfelds (Punkt der maximalen Auslenkung). Bündelleiter benötigen möglicherweise Sensoren an den äußeren Teilleitern, um die vollständige Schwingungsform zu erfassen. Die niedrigen Kosten pro LoRa-Knoten machen Spannfelder mit mehreren Sensoren praktikabel.

Positionierung der Gateways. LoRa-Gateways funktionieren am besten in erhöhter Position – die Montage an einem Mast in der Mitte eines Spannfelds entlang der Trasse ermöglicht Sichtverbindung zu den Sensoren in beide Richtungen. Ein einziges Gateway, das mehr als 10 Spannfelder abdeckt, senkt die Infrastrukturkosten. Das Gateway selbst kann mit einem größeren Solarmodul und Batteriespeicher solarbetrieben oder, sofern verfügbar, an die Hilfsstromversorgung des Masts angeschlossen werden. Solarstrombetriebene Gateways zur Fernüberwachung mit passend dimensionierten Solarmodulen und Batteriespeichern erreichen bei Einsätzen in Versorgungstrassen routinemäßig eine sehr hohe Verfügbarkeit.

Schwellwertkalibrierung. Die Schwellwerte für die Erkennung von Leiterseilschwingungen müssen für jedes Spannfeld anhand von Leitertyp, Spannfeldlänge und akzeptablem Risikoniveau abgestimmt werden. Das WD-Gerät unterstützt konfigurierbare Schwellwerte – Auslöseamplitude (Meter), Frequenzband (Hz) und Dauer bis zur Eskalation des Alarms. Eine zu empfindliche Einstellung löst durch starke äolische Schwingungen Fehlalarme aus; eine zu unempfindliche Einstellung erkennt beginnende Leiterseilschwingungen nicht. Eine Inbetriebnahme vor Ort mit bekannten Leiterparametern ist unerlässlich.

Integration in bestehende SCADA-/EMS-Systeme. Das LoRa-Gateway sammelt die Sensordaten und leitet sie über Standardprotokolle an die bestehende Überwachungsplattform des Versorgungsunternehmens weiter. Die Datenstruktur (zeitgestempelte Beschleunigung, Neigung, Temperatur, Alarmstatus) lässt sich ohne individuellen Integrationsaufwand auf standardmäßige SCADA-Punktdefinitionen abbilden.

Nächster Schritt

Wenn Sie die Überwachung von Leiterseilschwingungen für eine bestimmte Trasse prüfen, hängt die Auslegung von der Anzahl der Spannfelder, der Leiterkonfiguration, der Geländeeinwirkung und der vorhandenen Kommunikationsinfrastruktur ab. Senden Sie uns Ihre Leitungsparameter – Leitertyp, Spannfeldlängen, Spannungsklasse und die Anzahl der bekannten problematischen Spannfelder – und wir legen die Sensoranzahl, die Gateway-Positionierung und die Stromversorgungsarchitektur für Ihre Installation fest.

Kontaktieren Sie uns über unsere Kontaktseite, um ein Angebot anzufordern.