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Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur vernetzten Überwachung von wenigstens einem Transformator. Ferner bezieht sich die Erfindung auf eine Überwachungskomponente sowie ein System zur vernetzten Überwachung.
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Die wachsende Welt des loT (Internet der Dinge) macht es erforderlich, dass „Dinge“ (d. h. Objekte wie z. B. Türen, Fenster, Beleuchtungsmittel, Industrie- oder Haushaltsmaschinen, Stromnetze und Transformatoren) mit physischen Sensoren versehen werden. Zusätzlich muss eine drahtgebundene oder drahtlose Verbindung vorgesehen sein, welche die Objekte von ihrem Ort aus mit dem Internet verbindet. Die damit erzielte Vernetzung der Objekte dient dazu, die Objekte durch eine Interaktion miteinander zusammenarbeiten zu lassen.
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Häufig ist allerdings der technische Aufwand zur Integration einer Sensorik und zur Vernetzung enorm. Besonders für Transformatoren sind umfangreiche Maßnahmen notwendig. Jede Art von Anschluss an einen typischen Niederspannungstransformator erfordert ein Abschalten des Transformators für einige Stunden oder Tage, um Messkabel zur Überwachung der Leistung oder der Phasen des Transformators sicher physisch anzuschließen. Dies hat eine Betriebsunterbrechung oder die vorübergehende Umleitung von Strom in das Netz zur Folge. Die Überwachung von Ereignissen wie Überhitzung, Leistungsungleichgewicht, Netzlast oder Zustand der Ölkühlsysteme bringt ggf. einige Tage Ausfallzeit mit sich. Ferner können aufwendige invasive Maßnahmen erforderlich sein (es wird bspw. physisch in den Transformator gebohrt, und es werden teure Sensoren angebracht). Eine zuverlässige, technisch und wirtschaftlich sinnvolle Vernetzung von Transformatoren ist aus diesen Gründen in der Regel nicht möglich. Damit ist allerdings auch eine flexible Verwaltung des Netzes erschwert, welche eine Echtzeit-Überwachung der Energieströme zur Vorhersage von Angebot und Nachfrage erfordert.
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Es ist daher eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, die voranstehend beschriebenen Nachteile zumindest teilweise zu beheben. Insbesondere ist es Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine verbesserte Lösung zur Überwachung wenigstens eines Transformators bereitzustellen.
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Die voranstehende Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1, durch eine Überwachungskomponente mit den Merkmalen des Anspruchs 14 sowie durch ein System mit den Merkmalen des Anspruchs 16. Weitere Merkmale und Details der Erfindung ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen, der Beschreibung und den Zeichnungen. Dabei gelten Merkmale und Details, die im Zusammenhang mit dem erfindungsgemäßen Verfahren beschrieben sind, selbstverständlich auch im Zusammenhang mit der erfindungsgemäßen Überwachungskomponente sowie dem erfindungsgemäßen System, und jeweils umgekehrt, sodass bezüglich der Offenbarung zu den einzelnen Erfindungsaspekten stets wechselseitig Bezug genommen wird bzw. werden kann.
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Die Aufgabe wird insbesondere gelöst durch ein Verfahren zur vernetzten Überwachung von wenigstens einem Transformator, insbesondere Leistungstransformator und/oder Niederspannungstransformator, bevorzugt eines Energieversorgungsstromnetzes (d. h. zur Spannungswandlung in Energieversorgungsanlagen).
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Zur Energieversorgung von Verbrauchern mit Nutzenergie kann bspw. ein öffentliches Stromnetz mit einer Netzfrequenz von 50 Hz oder 60 Hz vorgesehen sein. In Transformatorenstationen kann die Elektrizität des regionalen Verteilnetzes (insbesondere mit der Mittelspannung von 10 kV bis 36 kV) zur Versorgung der Niederspannungsendkunden (insbesondere auf die im Ortsnetz verwendete 400-V-Leiter-Leiter-Spannung) durch den Transformator transformiert werden. Damit verbindet der Transformator verschiedene Spannungsebenen des Stromnetzes miteinander. Die erfindungsgemäße Überwachung kann dazu dienen, eine elektrische Belastung des Stromnetzes und/oder des Transformators zumindest teilweise zu ermitteln. Ferner können bei dem erfindungsgemäßen Verfahren auch mindestens zwei oder mindestens drei oder mindestens vier oder mindestens 10 oder mindestens 100 oder mindestens 1000 oder mindestens 10000 Transformatoren vorgesehen sein, welche durch das Verfahren gleichzeitig überwacht werden. In diesem Fall können für die Transformatoren die einzelnen Schritte des erfindungsgemäßen Verfahrens jeweils parallel durchgeführt werden. Da die Transformatoren vernetzt werden, kann zumindest teilweise ein gemeinsames Verarbeitungssystem für die Transformatoren vorgesehen sein.
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Es ist insbesondere vorgesehen, dass die nachfolgenden Schritte durchgeführt werden, vorzugsweise nacheinander in der angegebenen Reihenfolge, wobei einzelne und/oder sämtliche der Schritte ggf. auch wiederholt durchgeführt werden können:
- - Empfangen, vorzugsweise kontakt- und/oder drahtloses Empfangen, eines elektromagnetischen Signals durch eine Überwachungskomponente bei wenigstens oder genau einem aktiven Transformator (d. h. insbesondere ohne Betriebsunterbrechung des Transformators), insbesondere Leistungstransformator und/oder Niederspannungstransformator, wobei vorzugsweise das Signal für wenigstens einen Transformatorparameter des Transformators spezifisch ist,
- - Durchführen einer Frequenzauswertung, insbesondere einer digitalen Fouriertransformation, anhand des empfangenen Signals durch die Überwachungskomponente,
- - Ausgeben einer Überwachungsinformation über ein Ergebnis der Frequenzauswertung (d. h. bspw. ein Spektrum) an wenigstens ein Netzwerk zur Übertragung (der Überwachungsinformation) an ein Verarbeitungssystem (wie eine Cloud) zur Auswertung, d. h. bspw. zur wertemäßigen Ermittlung, des Transformatorparameters anhand der Überwachungsinformation.
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In anderen Worten dient das Verarbeitungssystem der Auswertung des Transformatorparameters, um durch diese Auswertung die Überwachung bereitzustellen. Das Verarbeitungssystem kann als ein zentrales Verarbeitungssystem ausgebildet sein, um Überwachungsinformationen von unterschiedlichen und räumlich entfernt angeordneten Überwachungskomponenten zu empfangen und anhand dieser die Transformatorparameter unterschiedlicher Transformatoren auszuwerten. Ebenfalls kann es möglich sein, dass anhand einer Überwachungsinformation mehrere Transformatorparameter unterschiedlicher Transformatoren ausgewertet werden können.
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Außerdem ist es von Vorteil, wenn die Überwachungskomponente eine Empfangskomponente zum Empfangen des elektromagnetischen Signals aufweist. Die Empfangskomponente kann wenigstens eine Empfangsantenne und/oder wenigstens eine Spule aufweisen. Außerdem kann die Empfangskomponente dazu ausgeführt sein, das Signal als ein Niederfrequenzsignal zu empfangen, insbesondere im Bereich von 40 Hz bis 70 Hz, z. B. im Wesentlichen 50 Hz oder 60 Hz.
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Ferner kann es vorgesehen sein, dass die Überwachungskomponente, insbesondere die Empfangskomponente, und der wenigstens eine Transformator beabstandet zueinander angeordnet sind. Die Überwachungskomponente und/oder die Empfangskomponente kann entsprechend dazu ausgeführt sein, in einem Abstand (z. B. mindestens einem Meter Abstand) zum Transformator das Signal zu empfangen und die Frequenzauswertung durchzuführen. Ferner kann der Abstand, insbesondere als ein Mindestabstand, auch im Bereich von 0,5 Meter bis 3 Meter, vorzugsweise 1 Meter bis 2 Meter liegen. Die Amplitude des empfangenen Signals kann abhängig sein von diesem Abstand, also der Distanz zwischen dem Transformator und der Überwachungskomponente. Anhand der Amplitude ist daher ggf. auch eine Unterscheidung von verschiedenen Transformatoren möglich. Bei einer Montage der Überwachungskomponente kann ggf. dieser Abstand genau gemessen und/oder eingehalten werden. Im Gegensatz zu herkömmlichen Verfahren kann eine große Amplitude des Signals eine genau Ermittlung des Transformatorparameters ermöglichen, ohne das Risiko eines hohen Stroms berücksichtigen zu müssen.
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Des Weiteren kann die Überwachungskomponente auch als ein Montagebauteil ausgeführt sein. Die Montage der Überwachungskomponente kann z. B. eine Befestigung der Überwachungskomponente an einer Wand oder einem Dach einer Transformatorstation umfassen. Weiter kann die Überwachungskomponente ein Gehäuse mit Befestigungsmitteln aufweisen, um diese Montage durchzuführen. Ferner kann die Überwachungskomponente nachträglich montiert werden, nachdem der Transformator bereits fertig montiert worden ist. Auch kann es möglich sein, dass die Montage ohne Eingriff in den Transformator erfolgt. Die Distanz zwischen dem Transformator und der Überwachungskomponente kann die Montage weiter vereinfachen.
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Die Übertragung der Überwachungsinformation erfolgt über wenigstens ein Netzwerk, sodass die Überwachung vernetzt erfolgen kann. Dies kann konkret bedeuten, dass mit dem Netzwerk mehrere Überwachungskomponenten verbunden sind, welche jeweils eine Überwachungsinformation für jeweils wenigstens einen oder mehrere Transformatoren an das Netzwerk ausgeben. Die Überwachungskomponenten können ggf. unterschiedliche Transformatoren überwachen. Auch kann jede einzelne der Überwachungskomponenten jeweils mehrere unterschiedliche Transformatoren überwachen und somit ein Signal empfangen, welches von einem oder mehreren dieser Transformatoren erzeugt worden sein kann. Die Überwachung kann durch das drahtlose bzw. in Bezug auf den Transformator kontaktlose Empfangen des Signals nicht-invasiv für den Transformator erfolgen. Damit ist die zuverlässige Überwachung eines einzelnen Transformators als auch die Überwachung eines gesamten Stromnetzes in technisch vereinfachter Weise und im laufenden Betrieb des Transformators möglich.
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Wenn eine Überwachungskomponente mehrere Transformatoren überwacht, kann optional anhand der Überwachungsinformation, bspw. anhand der Größenordnung von Frequenzsignaturen der Überwachungsinformation, unterschieden werden, von welchem Transformator das Signal stammt. Beispielsweise können in einer Transformatorstation mehrere (für die Überwachung gleichrangige) Transformatoren (z. B. für Spannungen i. H. v. 10 kV oder 20 kV) vorgesehen sein. Der Transformator braucht weder angepasst noch kontaktiert werden, um gemäß einem erfindungsgemäßen Verfahren bzw. mit einer erfindungsgemäßen Überwachungskomponente die durch den Transformator transformierte Energie auswerten und/oder messen zu können. Insbesondere anhand des Abstands und/oder aufgrund einer Beibehaltung eines konstanten Abstands zu den Transformatoren können dabei im Signal die Transformatorparameter der verschiedenen Transformatoren unterschieden werden. In Echtzeit kann dann der Transformatorparameter für jeden der Transformatoren ermittelt werden.
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Der Transformator kann als ein Niederspannungstransformator ausgebildet sein, d. h. zur Transformation von Spannungen im Bereich von 10 kV oder 20 kV, insbesondere in Verteilungsknoten (die die letzte Meile der Energie zu allen Häusern, Gebäuden und Fabriken darstellen).
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Der wenigstens eine Transformatorparameter kann ein elektrischer Strom und/oder eine Last und/oder eine elektrische Leistung und/oder die Phasen des Transformators und/oder dergleichen umfassen. Damit kann der Transformatorparameter für die Belastung und/oder den Betrieb und/oder den Zustand des Transformators spezifisch sein. Die Überwachung kann also unmittelbar als eine Messung des Transformatorparameters oder als eine Bestimmung des Zustands des Transformators, insbesondere der Belastung, durch die Auswertung des Transformatorparameters ausgeführt sein. Der Zustand umfasst z. B. eine Überhitzung und/oder ein Leistungsungleichgewicht und/oder eine Netzlast und/oder einen Zustand der Ölkühlsysteme des Transformators und/oder dergleichen. Durch die Auswertung des Transformatorparameters kann somit der Zustand des Transformators bestimmt werden.
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Die Erfindung basiert insbesondere auf der überraschenden Erkenntnis, dass das Ergebnis der Frequenzauswertung spezifisch für den Transformatorparameter ist und somit auch für den Zustand des Transformators spezifisch sein kann. Die Verwendung des Ergebnisses der Frequenzauswertung durch das Verarbeitungssystem ermöglicht es ferner, die Überwachung in technisch einfacher Weise mit wenig Rechenaufwand durchzuführen.
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Es kann ferner möglich sein, dass die Frequenzauswertung als eine Fouriertransformation, insbesondere eine schnelle Fouriertransformation (englisch Fast Fourier Transformation, kurz FFT), ausgeführt ist. Durch die Fouriertransformation kann das empfangene Signal in seine Frequenzanteile zerlegt wird, d. h. in anderen Worten ein Spektrum ermittelt werden. Dies ermöglicht es, die Auswertung des Transformatorparameters anhand der Frequenzanteile durchzuführen. Das Ergebnis der Frequenzauswertung kann somit ein Spektrum sein, deren Werte durch die Überwachungsinformation digital repräsentiert werden.
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Von weiterem Vorteil kann vorgesehen sein, dass die Überwachungskomponente baulich getrennt von dem Transformator und/oder dem Verarbeitungssystem ausgebildet ist. Die Überwachungskomponente kann somit durch die getrennte Ausbildung zum Transformator auch im laufenden Betrieb des Transformators und ohne bauliche Anpassung am Transformator für die Montage der Überwachungskomponente zur Überwachung genutzt werden. Die getrennte Ausbildung zum Verarbeitungssystem ermöglicht es, ein zentrales Verarbeitungssystem zu nutzen, welches mit mehreren Überwachungskomponenten über das wenigstens eine Netzwerk verbunden sein kann. Das zentrale Verarbeitungssystem kann somit den Transformatorparameter für verschiedene Transformatoren auswerten und insbesondere ermitteln.
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Gemäß einem weiteren Vorteil kann vorgesehen sein, dass das Signal in der Form eines elektromagnetischen Feldes und/oder elektromagnetischer Wellen durch den (wenigstens einen) Transformator im laufenden Betrieb (also in einem betriebsaktiven Zustand) erzeugt wird, wobei vorzugsweise die Überwachungskomponente in Empfangsreichweite des Signals räumlich am Transformator und/oder beabstandet vom Transformator angeordnet ist. Entsprechend kann das Signal als ein Signal ausgeführt sein, welches von nur einem Transformator erzeugt wird, oder auch als Überlagerung der Felder bzw. Wellen ausgeführt sein, die von mehreren Transformatoren erzeugt werden. Der Abstand der Überwachungskomponente zum Transformator kann z. B. mindestens einen Meter oder mindestens zwei Meter oder höchstens zwei bis drei Meter betragen.
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Des Weiteren ist es im Rahmen der Erfindung optional möglich, dass das Signal als ein Niederfrequenzsignal ausgeführt ist, insbesondere im Frequenzbereich von 40 Hz bis 70 Hz und/oder mit einer Frequenz von im Wesentlichen 50 Hz oder 60 Hz. Dabei kann die Frequenz des Signals der Netzfrequenz des Netzes entsprechen, in welchem der Transformator verwendet wird.
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Es kann weiter möglich sein, dass die nachfolgenden Schritte durchgeführt werden, um den wenigstens einen Transformatorparameter auszuwerten und insbesondere zu ermitteln:
- - Empfangen der ausgegebenen Überwachungsinformation durch das Verarbeitungssystem, vorzugsweise durch eine elektronische Netzwerkschnittstelle des Verarbeitungssystems,
- - Durchführen einer Verarbeitung (vorzugsweise durch das Verarbeitungssystem), insbesondere Auswertung, der empfangenen Überwachungsinformation, vorzugsweise durch ein Auswertemittel (insbesondere des Verarbeitungssystems), insbesondere um ein Ergebnis der Verarbeitung als Information über den Transformatorparameter zu verwenden.
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Die Verarbeitung kann z. B. durch statistische Algorithmen und/oder durch eine Erkennung von Spitzenwerten (Peaks) und/oder Maxima bei der Überwachungsinformation durchgeführt werden. Auch kann eine Schwerpunktermittelung und/oder Mustererkennung oder dergleichen bei der Überwachungsinformation zur Verarbeitung erfolgen. Das Auswertemittel kann entsprechend als ein Computerprogramm oder dergleichen ausgebildet sein, um diese Verarbeitung durchzuführen. Die Information über den Transformatorparameter ist bspw. als eine wertemäßige Bestimmung des Transformatorparameters ausgeführt, z. B. eines elektrischen Ausgangsstroms des Transformators, oder als eine Zuordnung zu einem Zustand des Transformators ausgeführt.
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Die Überwachungsinformation ist bspw. als ein Spektrum des Signals ausgeführt, welches sich als das Ergebnis aus der Frequenzauswertung ergibt. Ein Überschreiten von vordefinierten Schwellenwerten der Amplituden bestimmter Frequenzanteile und/oder ein bestimmtes Frequenzmuster kann dabei Rückschlüsse auf den Transformatorparameter liefern. Entsprechend kann gemäß einer weiteren Möglichkeit auch eine ggf. empirisch ermittelte Zuordnung bestimmter vordefinierter Spektren zu bestimmten Transformatorparametern oder Zuständen vorgesehen sein. Anhand dieser Zuordnung kann dann das Spektrum der Überwachungsinformation dem entsprechenden Transformatorparameter bzw. Zustand zugeordnet werden und somit die Überwachung in einfacher Weise erfolgen. Der zugeordnete Transformatorparameter bzw. Zustand ist dann das Ergebnis der Auswertung. Falls die Zuordnung zu einem kritischen Transformatorparameter bzw. Zustand erfolgt, welcher z. B. eine Überlastung des Transformators indiziert, kann ggf. eine Warnmeldung an einen Benutzer ausgegeben werden. Das Auswertemittel umfasst bspw. eine vordefinierte Tabelle für diese Zuordnung.
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In einer weiteren Möglichkeit kann vorgesehen sein, dass das Auswertemittel wenigstens ein künstliches neuronales Netz aufweist, um die Verarbeitung, insbesondere Auswertung, gemäß maschinellem Lernen anhand einer angelernten Information des Auswertemittels durchzuführen. Ein neuronales Netz ermöglicht es, anstelle einer empirischen manuellen Zuordnung der Überwachungsinformation zu einem Transformatorparameter oder Zustand diese Zuordnung automatisiert durch ein Training zu erhalten. Hierzu können z. B. Trainingsdaten in der Form verwendet werden, dass Eingabedaten vorbestimmte Überwachungsinformationen umfassen, welche vordefinierten Transformatorparametern bzw. Zuständen des Transformators als Ground Truth zugeordnet sind. Durch das Training kann die angelernte Information z. B. in der Form einer Neuronengewichtung des neuronalen Netzes erhalten werden.
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Optional ist es denkbar, dass der Transformatorparameter als ein elektrischer Parameter, vorzugsweise elektrischer Strom, des Transformators ausgeführt ist, um die Verarbeitung, insbesondere Auswertung, der empfangenen Überwachungsinformation durch das Auswertemittel zur Strommessung beim Transformator und/oder zur Erfassung eines Lastprofils (auch: Lastgang oder Lastkurve) des Transformators durchzuführen. Es muss dabei nicht zwangsläufig eine kilowattgenaue Messung am Transformator durchgeführt werden, sondern es kann erfindungsgemäß kontaktlos eine Ermittlung des Transformatorparameters in Echtzeit erfolgen. Hierzu können ggf. auch mehrere Überwachungsinformationen zwischengespeichert oder nicht-flüchtig gespeichert werden, um daran die Auswertung durchzuführen und/oder das Lastprofil zu erfassen. Das Lastprofil kann den zeitlichen Verlauf der abgenommenen Leistung des Transformators über eine vordefinierte zeitliche Periode umfassen.
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Der Transformatorparameter kann für eine Last des Netzes und/oder des Stromnetzes spezifisch sein. Die Last kann insbesondere eine Funktion von drei Parametern im Stromnetz sein und bspw. aus folgenden Ursachen resultieren: mehr Verbrauch von Fabriken, Wohnungen oder Büros in der Nähe dieses einen Transformators, die Fähigkeit von Wind- oder Solarenergie, diesen Kunden sofort und zur gleichen Zeit Energie in dasselbe Netz zu liefern - dies wird sich dann als verringerte Last bemerkbar machen, und geringerer Verbrauch bei über erneuerbarer Erzeugung - in diesem Fall geraten zwei Transformatoren in lokalen Netzen aus dem Gleichgewicht.
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In einer weiteren Möglichkeit kann vorgesehen sein, dass die nachfolgenden Schritte, insbesondere vor und/oder beim und/oder nach dem Ausgeben, durchgeführt werden:
- - Erfassen einer Zeitinformation über einen Zeitpunkt des Empfangens des Signals durch die Überwachungskomponente,
- - Zuordnen der Zeitinformation zur Überwachungsinformation, um die Überwachungsinformation mit der zugeordneten Zeitinformation auszugeben,
- - Durchführen der Verarbeitung, insbesondere Auswertung, der empfangenen Überwachungsinformation durch das Auswertemittel und/oder das Verarbeitungssystem anhand der Zeitinformation, wobei vorzugsweise die empfangene Überwachungsinformation anhand der zugeordneten Zeitinformation zeitlich sortiert wird.
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Die Zeitinformation ist bspw. als ein Zeitstempel für die Überwachungsinformation ausgebildet. Es kann ein Ziel sein, die Überwachungsinformation in der Form von „datenbankfertigen“ strukturierten Daten mit geordneten Zeitstempeln für große Datensätze zu erzeugen. Die Überwachungskomponente kann wenigstens eine Auswertekomponente aufweisen, welche wenigstens eine DPU (Datenverarbeitungseinheit) umfasst. Die Daten der Auswertekomponente können genaue Datenstempel aufweisen, aber sie kommen ggf. nicht in einer zeitlichen Reihenfolge beim Verarbeitungssystem an, da z. B. Millionen von Daten von Tausenden von DPUs über mehrere Netzwerke eintreffen können, die jeweils ihre eigenen Latenzen haben - ein Zeitstempel kann Sekundenbruchteile später eintreffen, obwohl das Ereignis selbst früher in Echtzeit stattfand. Der Vorteil besteht darin, dass diese „unstrukturierten Daten“ technisch weitaus einfacher zu betreiben sind als die klassischen datenbankstrukturierten Daten, bei denen alles zwar zeitlich geordnet (aber technisch aufwendig) ist.
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Durch die Verwendung der Zeitinformation kann es ebenfalls möglich sein, dass bei der Verarbeitung, insbesondere Auswertung, der empfangenen Überwachungsinformation durch das Auswertemittel und/oder das Verarbeitungssystem mehrere zeitlich aufeinander folgende Überwachungsinformationen verarbeitet werden. Bspw. kann ein zeitlicher Verlauf und insbesondere ein zeitliches Muster bei diesen Überwachungsinformationen ausgewertet werden, um eine Anomalie zu erkennen, welche auf einen kritischen Zustand des Transformators hinweist.
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Ein weiterer Vorteil kann im Rahmen der Erfindung erzielt werden, wenn die Frequenzauswertung für Frequenzen zumindest im Bereich von 10 Hz bis 100 Hz, vorzugsweise im Bereich von 40 Hz bis 70 Hz, durchgeführt wird, vorzugsweise um die Auswertung des Transformatorparameters ebenfalls anhand bestimmter Frequenzanteile in diesem Bereich durchzuführen. Dabei können die für die Frequenzauswertung verwendeten Frequenzen mit der Netzfrequenz des Stromnetzes korrelieren, in welchem der Transformator eingesetzt wird. Insbesondere kann ferner auf die Frequenzauswertung für Frequenzen oberhalb von 1 kHz oder oberhalb von 100 Hz verzichtet werden.
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Ferner ist es denkbar, dass im Signal die Amplituden spezifisch sind für die durch den Transformator transformierte Energiemenge bzw. Lastkurve. Eine Frequenzabweichung bei dem Signal kann für einen „Gesundheitszustand“, also auch einen Defekt des Transformators spezifisch sein, und somit durch die Frequenzauswertung detektiert werden. Die Frequenzauswertung kann bspw. mit einer Genauigkeit von 0,01 bis 0,04, vorzugsweise im Wesentlichen 0,02 Hz durchgeführt werden. Die Genauigkeit kann von einer Zeitkomponente der Überwachungskomponente abhängig sein. Zur Erzielung einer hohen Genauigkeit bei der Frequenzauswertung kann die Überwachungskomponente bzw. die Zeitkomponente einen TXCO (enlg. Temperature Compensated Crystal Oscillator) aufweisen, welcher geeignet sein kann, Temperaturabweichungen zu kompensieren und eine konstante Frequenz bereitzustellen. Es kann bspw. eine Kopplung des TXCO mit einer Zentraluhr der Überwachungskomponente bzw. der Zeitkomponente zur Synchronisation der Überwachungsinformationen und/oder zur Bestimmung der Zeitinformation und/oder zur Frequenzauswertung verwendet werden.
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Es ist möglich, dass für die Frequenzauswertung wenigstens eine Zeitinformation durch eine Zeitkomponente ermittelt wird. Die Zeitkomponente umfasst für die Bereitstellung dieser Zeitinformation z. B. einen Oszillator wie ein TXCO. Es kann möglich sein, dass die Zeitkomponente die Genauigkeit und/oder Auflösung bei der Frequenzauswertung bestimmt. Beispielsweise können Abweichung von der Netzfrequenz (z. B. 50 Hz) damit bestimmt werden. Beispielsweise kann hierbei eine Genauigkeit im Bereich von 0,001 bis 0,1 Hz, vorzugsweise 0,01 bis 0,03 Hz vorgesehen sein. Auf diese Weise können Frequenzabweichungen im Signal mittels der Frequenzauswertung besonders zuverlässig ermittelt werden. Damit Abweichungen auch feingranular und in Echtzeit zuverlässig ermittelt werden können, kann der Oszillator ggf. zur wiederholten Bereitstellung der Zeitinformation genutzt werden. Diese Bereitstellung kann ggf. wiederholt und regelmäßig mit einer Zentraluhr synchronisiert werden. Beispielsweise umfasst die Zeitinformation eine Information über eine aktuelle Zeit. Diese Information kann regelmäßig mit der Zentraluhr z. B. über NTP (engl. Network Time Protocol) synchronisiert werden, und zwischen den Synchronisationen über den Oszillator generiert werden.
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Es ist denkbar, dass die Überwachungskomponente eine Zeitkomponente umfasst, um eine Zeitinformation (z. B. über ein zeitliches Intervall) für die Frequenzauswertung und/oder über einen Zeitpunkt des Empfangens des Signals durch die Überwachungskomponente bereitzustellen. Die Zeitinformation kann damit bspw. zur Frequenzauswertung und/oder zur Bereitstellung eines Zeitstempels für die Auswertung beim Verarbeitungssystem genutzt werden. Es ist möglich, dass ein Zeitpunkt des Empfangs des Signals und/oder der Frequenzauswertung und/oder der Ermittlung des Ergebnisses der Frequenzauswertung mit der Zeitinformation verknüpft wird. Die Zeitkomponente kann zur Bereitstellung der Zeitinformation eine Zentraluhr und/oder ein TXCO aufweisen, um diese Verknüpfung mit hoher zeitlicher Genauigkeit und/oder hoher zeitlicher Auflösung durchzuführen. Beispielsweise kann hierbei eine Genauigkeit im Bereich von 0,001 bis 0,1 Hz, vorzugsweise 0,01 bis 0,03 Hz vorgesehen sein. Es kann in anderen Worten also eine hochgranulare Echtzeit-Ermittlung des Transformatorparameters erfolgen. Nach einer Synchronisation der Zeitkomponente durch die Zentraluhr (z. B. über NTP) kann anschließend die TXCO die Zeitinformation mit der hohen Genauigkeit zur Verfügung stellen.
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Es kann weiter möglich sein, dass zumindest das Durchführen der Frequenzauswertung und/oder die Auswertung des Transformatorparameters in Echtzeit durchgeführt wird. Da das Stromnetz selbst immer volatiler wird und immer mehr erneuerbare Energiequellen wie Wind und Sonne eine unvorhersehbare Instabilität verursachen (viele Megawatt können sowohl mit Wind oder Sonne als auch mit Wolken schwanken), kann eine Echtzeit-Überwachung zur Lösung der damit einhergehenden Probleme sehr vorteilhaft sein. Die erfindungsgemäß ermöglichte Vernetzung von Transformatoren und insbesondere Niederspannungstransformatoren kann auf diese Weise eine besonders praktikable technische Lösung zur flexiblen Verwaltung des Stromnetzes sein.
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Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung kann vorgesehen sein, dass ein Zustand des Transformators durch das erfindungsgemäße Verfahren im laufenden Betrieb überwacht wird. Der Transformator wird also aktiv zur Spannungstransformation verwendet, während die Überwachung durchgeführt wird. Damit kann ein deutlicher Vorteil gegenüber invasiven Überwachungsmethoden erreicht werden, bei welchen der Transformator zumindest zeitweise abgeschaltet werden muss.
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Des Weiteren ist es denkbar, dass das (wenigstens eine) Netzwerk zumindest teilweise als das Internet ausgeführt ist, also das Internet umfasst. Auch kann das Netzwerk ein Mobilfunknetz oder wenigstens ein lokales Netz (z. B. ein LAN, also ein Local Area Network) umfassen. Es kann eine Vielzahl verschiedener Überwachungskomponenten über das wenigstens eine Netzwerk mit einem (einzigen) Verarbeitungssystem in Datenverbindung stehen, um die Überwachung für die jeweiligen Transformatoren durchzuführen.
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Ebenfalls Gegenstand der Erfindung ist eine Überwachungskomponente zur vernetzten Überwachung von wenigstens einem Transformator, aufweisend:
- - eine Empfangskomponente zum Empfangen eines elektromagnetischen Signals bei einem aktiven Transformator, wobei vorzugsweise das Signal für wenigstens einen Transformatorparameter des Transformators spezifisch ist,
- - eine Auswertekomponente zum Durchführen einer Frequenzauswertung anhand des empfangenen Signals,
- - eine Ausgabekomponente zum Ausgeben einer Überwachungsinformation über ein Ergebnis der durchgeführten Frequenzauswertung an wenigstens ein Netzwerk zur Übertragung an ein, insbesondere zentrales, Verarbeitungssystem zur Auswertung und insbesondere wertemäßigen Ermittlung des Transformatorparameters anhand der Überwachungsinformation.
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Damit bringt die erfindungsgemäße Überwachungskomponente die gleichen Vorteile mit sich, wie sie ausführlich mit Bezug auf ein erfindungsgemäßes Verfahren beschrieben worden sind. Zudem kann die Überwachungskomponente geeignet sein, ein erfindungsgemäßes Verfahren auszuführen.
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Außerdem ist es von Vorteil, wenn die Empfangskomponente eine Empfangsantenne aufweist, welche dazu ausgeführt ist, das Signal als ein Niederfrequenzsignal zu empfangen, insbesondere im Bereich von 40 Hz bis 70 Hz. Alternativ oder zusätzlich kann die Auswertekomponente wenigstens eine Datenverarbeitungseinheit aufweisen, um eine Frequenzauswertung in der Form einer digitalen Datenverarbeitung durchzuführen. Die Ausgabekomponente kann insbesondere als eine Netzwerkschnittstelle und/oder als eine drahtlose (d. h. Funk-) Schnittstelle ausgebildet sein. Die Empfangskomponente und/oder die Auswertekomponente kann in einem gemeinsamen Gehäuse angeordnet sein und insbesondere ein gemeinsames Bauteil bilden.
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Ebenfalls Gegenstand der Erfindung ist ein System zur vernetzten Überwachung von wenigstens einem Transformator, aufweisend:
- - eine erfindungsgemäße Überwachungskomponente,
- - ein Verarbeitungssystem zur Auswertung des Transformatorparameters anhand der Überwachungsinformation.
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Damit bringt das erfindungsgemäße System die gleichen Vorteile mit sich, wie sie ausführlich mit Bezug auf ein erfindungsgemäßes Verfahren und/oder eine erfindungsgemäße Überwachungskomponente beschrieben worden sind.
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Das erfindungsgemäße Verfahren und/oder die erfindungsgemäße Überwachungskomponente kann vorteilhafterweise die Erkennung mehrerer (loT-) physikalischer Ereignisse an mehreren Orten gleichzeitig ermöglichen, ohne dass ein physischer Kontakt mit dem Objekt erforderlich ist. Entsprechend kann die Überwachungskomponente und der Transformator physikalisch beabstandet voneinander ausgebildet und/oder für die Überwachung angeordnet sein.
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Es ist möglich, dass bei dem Empfangen neben dem Signal noch wenigstens ein weiterer Erfassungsparameter erfasst wird. Der wenigstens eine weitere Erfassungsparameter kann bspw. zumindest einen der folgenden umfassen: Vibrationen, Audiogeräusche, Luftfeuchtigkeit, Licht, Infrarot, CO2 (Kohlenstoffdioxid), flüchtige organische Verbindungen (VOC) bzw. Gesamt-VOCs (TVOC, engl. Total Volatile Organic Compounds). Das Erfassen kann bspw. ebenfalls durch die Empfangskomponente, ggf. aber auch mit anderen Umgebungssensoren, erfolgen. Es ist möglich, dass die Überwachungskomponente wenigstens einen Sensor aufweist, um den Erfassungsparameter zu erfassen. Aus dem wenigstens einen erfassten Erfassungsparameter kann die Überwachungsinformation gebildet werden, sodass die Überwachungsinformation eine Information über diesen Erfassungsparameter ist (z. B. wertemäßig diesen Erfassungsparameter repräsentiert). Bspw. kann im Falle der Erfassung eines Audiogeräusches als Erfassungsparameter die Überwachungsinformation eine wertemäßige Audioaufzeichnung des Audiogeräusches umfassen.
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Die Überwachungskomponente kann wenigstens einen der nachfolgenden Sensoren aufweisen, um den Erfassungsparameter zu erfassen:
- - einen Audiosensor, um einen Luftschall als Erfassungsparameter zu erfassen, wobei vorzugsweise der durch den Audiosensor erfasste Erfassungsparameter für ein Ein- oder Ausschalten mechanischer Schutzschalter am Transformator spezifisch sein kann, sodass vorzugsweise anhand der Überwachungsinformation der Zustand des Transformators in der Form einer Teilentladung des Transformators bestimmt werden kann,
- - einen Lichtsensor, wobei Licht als Erfassungsparameter für ein Öffnen einer Tür am Transformatorenhaus und/oder für eine Tageszeit spezifisch sein kann, sodass vorzugsweise anhand der Überwachungsinformation das Öffnen der Tür als Ereignis oder die Tageszeit bestimmt werden kann,
- - einen Infrarotsensor, um eine Erwärmung als Erfassungsparameter zu erfassen, sodass vorzugsweise anhand der Überwachungsinformation eine Temperatur am Transformator bestimmt werden kann,
- - einen CO2-Sensor, insbesondere um anhand der Überwachungsinformation eine Anwesenheit von Menschen zu bestimmen,
- - einen TVOC-Sensor, insbesondere um anhand der Überwachungsinformation ein Ölleck zu bestimmen,
- - einen Drucksensor, insbesondere um anhand der Überwachungsinformation und ggf. in Kombination mit der Verwendung eines Feuchtigkeitssensors und/oder Temperatursensors eine Wettervorhersage durchzuführen.
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Darüber hinaus kann die erfindungsgemäße Überwachungskomponente eine Zeitkomponente wie eine Zentraluhr aufweisen, um die Zeitinformation für empfangene Signale zu ermitteln. Die Zeit, die es dauert, bis solch komplexe Informationen wie die Überwachungsinformationen von der Überwachungskomponente in das Netzwerk gelangen und in Echtzeit verarbeitet werden können, kann sehr lang sein oder sehr viel Datenbandbreite erfordern, insbesondere in Gebieten, in denen die Konnektivität schlecht ist. Ebenso müssen solche Daten ggf. synchronisiert werden - bspw. kann ein einziger Schwingungsausbruch im Spektrum der Überwachungsinformation bedeutungslos sein, wenn er nicht zeitlich korrekt zugeordnet werden kann. Dies erfordert ggf. eine atomar genaue Zentraluhr, mit der alle Geräte, die Wolke und die einzelnen Daten synchronisiert werden. Die Zentraluhr kann z. B. zur Synchronisation der Überwachungsinformationen und/oder zur Bestimmung der Zeitinformation verwendet werden.
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Da die Erfassungsgeschwindigkeit für ein kurzes Ereignis wie eine Energieänderung oder eine kleine Änderung der Schwingung oder des Tons in einem Transformator weniger als eine Sekunde betragen kann - in dieser Sekunde jedoch 2000 oder mehr kombinierte Frequenzen mit jeweils eigener Größe, die dieses Ereignis wie einen „digitalen Fingerabdruck“ identifizieren -, kann es vorgesehen sein, dies über eine standardmäßige Fast Fourier Transformation für jedes Ereignis parallel und lokal synchronisiert zur gleichen UTC (koordinierte Universalzeit) zu verarbeiten.
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Zur Bestimmung der Zeitinformation kann eine UTC ermittelt werden. Dies kann durch eine Synchronisation mittels einer Zeitkomponente erfolgen, bspw. durch Verwendung des „Network Time Protocol“ (NTP). Die Zeitkomponente bzw. die DPUs können dabei die aktuelle Zeit (UTC) von einer Quelle (wie ein Zeitserver) im Netz der NTP holen. Weiter kann diese aktuelle Zeit regelmäßig, z. B. stündlich, neu über NTP synchronisiert werden. Die Überwachungskomponente bzw. die Zeitkomponente kann auch einen eigenen Zeitgeber aufweisen, welcher jedoch eine geringere Genauigkeit aufweist als die Quelle im Netz. Mittels eines TXCO kann jedoch diese Genauigkeit zwischen den Synchronisationen verbessert und/oder annähernd beibehalten werden. Weiter kann es möglich sein, dass das Verarbeitungssystem mit der gleichen Quelle synchronisiert ist.
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Es kann zur Montage vorgesehen sein, dass zunächst die Rohdaten der Überwachungsinformation einem Installateur angezeigt werden, damit dieser in Echtzeit sehen kann, wie die Überwachungskomponente und insbesondere die Empfangskomponente im Feld positioniert und kalibriert wird. Positionierung und Platzierung können entscheidend sein, um klare und zuverlässige Daten von der Empfangskomponente (also eines physikalischen Sensors) zu erhalten.
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Weitere Vorteile, Merkmale und Einzelheiten der Erfindung ergeben sich aus der nachfolgenden Beschreibung, in der unter Bezugnahme auf die Zeichnungen Ausführungsbeispiele der Erfindung im Einzelnen beschrieben sind. Dabei können die in den Ansprüchen und in der Beschreibung erwähnten Merkmale jeweils einzeln für sich oder in beliebiger Kombination erfindungswesentlich sein. Es zeigen:
- 1 eine schematische Darstellung zur Visualisierung von Verfahrensschritten,
- 2 eine schematische Darstellung von Teilen eines erfindungsgemäßen Systems und einer erfindungsgemäßen Überwachungskomponente,
- 3 eine schematische Darstellung von Teilen einer erfindungsgemäßen Überwachungskomponente.
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In den nachfolgenden Figuren werden für die gleichen technischen Merkmale auch von unterschiedlichen Ausführungsbeispielen die identischen Bezugszeichen verwendet.
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In 1 ist ein erfindungsgemäßes Verfahren zur vernetzten Überwachung von wenigstens einem Transformator 5 schematisch visualisiert. Gemäß einem ersten Verfahrensschritt erfolgt hierbei ein Empfangen 110 eines elektromagnetischen Signals 210 durch eine Überwachungskomponente 20 bei einem Transformator 5. Der Transformator 5 kann während des Empfangens 110 aktiv sein und somit z. B. im laufenden Betrieb das Signal 210 erzeugen. Das Signal 210 ist entsprechend für wenigstens einen Transformatorparameter des Transformators 5 spezifisch. Anschließend kann gemäß einem zweiten Verfahrensschritt eine Frequenzauswertung 120 anhand des empfangenen Signals 210 durch die Überwachungskomponente 20 durchgeführt werden. Konkret kann hierzu eine Fast Fourier Transformation Verwendung finden, damit die Frequenzauswertung 120 auch bei geringer Rechenleistung durch die Überwachungskomponente 20 durchgeführt werden kann. Die Überwachungskomponente 20 umfasst z. B. wenigstens einen Mikrocontroller, um die Frequenzauswertung 120 durchzuführen. Anschließend kann eine Überwachungsinformation 240 über ein Ergebnis der Frequenzauswertung 120 an ein Netzwerk 70 bei Schritt 130 ausgegeben werden, um die Überwachungsinformation 240 an ein Verarbeitungssystem 80 zu übertragen. Das Verarbeitungssystem 80 kann zur Auswertung 140 des Transformatorparameters anhand der Überwachungsinformation 240 dienen.
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Diese Erfindung kann vorteilhafterweise eine vollständige Transparenz des Stromnetzes des Transformators 5 in Echtzeit bei außergewöhnlich niedrigen Ausrüstungs- und Datenverarbeitungskosten ermöglichen.
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Des Weiteren können die nachfolgenden Schritte durchgeführt werden, um die Auswertung 140 des wenigstens einen Transformatorparameter durchzuführen. Gemäß einem ersten Schritt bei der Auswertung 140 kann die ausgegebene Überwachungsinformation 240 durch das Verarbeitungssystem 80 empfangen werden. Gemäß einem zweiten Schritt bei der Auswertung 140 kann eine Verarbeitung 145 der empfangenen Überwachungsinformation 240 durch ein Auswertemittel 230 durchgeführt werden, um ein Ergebnis der Verarbeitung 145 als Information über den Transformatorparameter zu verwenden.
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Ferner ist es möglich, dass eine Zeitinformation 245 über einen Zeitpunkt des Empfangens 110 des Signals 210 durch die Überwachungskomponente 20 erfasst wird. Diese Zeitinformation 245 kann der Überwachungsinformation 240 zugeordnet werden, um die Überwachungsinformation 240 mit der zugeordneten Zeitinformation 245 bei Schritt 130 auszugeben. Die Verarbeitung 145 kann sodann anhand der Zeitinformation 245 durchgeführt werden, wobei vorzugsweise die empfangene Überwachungsinformation 240 anhand der zugeordneten Zeitinformation 245 zeitlich sortiert wird.
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Ebenfalls ist es denkbar, dass die Frequenzauswertung 120 als eine Fouriertransformation 120, insbesondere eine schnelle Fouriertransformation 120 (FFT), ausgeführt ist, durch welche das empfangene Signal 210 in seine Frequenzanteile 250 zerlegt wird, um die Auswertung 140 des Transformatorparameters anhand der Frequenzanteile 250 durchzuführen
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In 2 sind Teile einer erfindungsgemäßen Überwachungskomponente 20 zur vernetzten Überwachung von wenigstens einem Transformator 5 schematisch dargestellt. Eine Empfangskomponente 21 kann dabei zum Empfangen 110 des elektromagnetischen Signals 210 bei dem aktiven Transformator 5 dienen, wobei das Signal 210 für wenigstens einen Transformatorparameter des Transformators 5 spezifisch ist. Die Empfangskomponente 21 kann eine Empfangsantenne 21 aufweisen oder als eine Empfangsantenne 21 ausgebildet sein, um das Signal 210 als ein Niederfrequenzsignal 210 zu empfangen, insbesondere im Bereich von 40 Hz bis 70 Hz. Ferner kann eine Auswertekomponente 22 zum Durchführen einer Frequenzauswertung 120 anhand des empfangenen Signals 210 vorgesehen sein. Eine Ausgabekomponente 23 kann ein Ausgeben 130 einer Überwachungsinformation 240 über ein Ergebnis der Frequenzauswertung 120 an ein Netzwerk 70 ermöglichen, um eine Übertragung der Überwachungsinformation 240 an ein Verarbeitungssystem 80 durchzuführen.
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Ebenfalls in 2 schematisch dargestellt ist ein erfindungsgemäßes System zur vernetzten Überwachung von wenigstens einem Transformator 5, aufweisend eine erfindungsgemäße Überwachungskomponente 20 und ein Verarbeitungssystem 80 zur Auswertung 140 des Transformatorparameters anhand der Überwachungsinformation 240.
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Das Verarbeitungssystem 80 umfasst z. B. wenigstens einen Server, um eine Cloud für die Verarbeitung 145 auszubilden. Entsprechend kann das Netzwerk 70 zumindest teilweise als das Internet ausgeführt sein.
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In 3 ist eine Überwachungskomponente 20 mit weiteren Einzelheiten gezeigt. Die Überwachungskomponente 20 und/oder die wenigstens eine Auswertekomponente 22 bzw. DPU 22 der Überwachungskomponente 20 kann jeweils zumindest vier Hauptabschnitte aufweisen. In einem ersten Hauptabschnitt kann eine Gruppe von einen bis zehn Sensoren 25 und/oder die Empfangskomponente 21 und/oder die zugehörigen Schnittstellen vorgesehen sein. In einem zweiten Hauptabschnitt kann ein Datenverarbeitungsabschnitt 26 die Frequenzauswertung 120 und/oder weitere Verarbeitungen 145 durchführen. Hierzu kann der Datenverarbeitungsabschnitt 26 zumindest einen Mikrocontroller und/oder integrierten Schaltkreis aufweisen. Ferner kann ein Kommunikationsabschnitt 27 als dritter Hauptabschnitt vorgesehen sein. Der Kommunikationsabschnitt 27 kann optional eine WLAN (Wireless Local Area Network) Schnittstelle und/oder eine LTE (Long Term Evolution) Schnittstelle als Datenschnittstelle zum Netzwerk 70 aufweisen. Die Uplink-Bandbreite für die Ausgabe an das Netzwerk 70 kann bspw. 150 kbps betragen. Der Kommunikationsabschnitt 27 kann die Ausgabekomponente 23 aufweisen, welche zur Ausgabe über eine Funkschnittstelle, insbesondere eine 2,4 GHz Funkschnittstelle, mit einer entsprechenden Antenne verfügen kann. Ein vierter Hauptabschnitt wird bspw. durch ein zentrales Uhrensystem 28 gebildet, das die Daten der Sensoren 25 (auch mit anderen DPUs) synchronisiert, indem es an eine gemeinsame Atomuhr-Referenz angeschlossen wird, mit der ggf. auch die Cloud synchronisiert wird. Die Hauptabschnitte können auf einer gemeinsamen Leiterplatte befestigt sein, sodass die Überwachungskomponente 20 ein kompaktes Bauteil bilden kann. Die Überwachungskomponente 20 kann auf diese Weise auch unabhängig vom Transformator 5 bewegbar und insbesondere durch eine Person tragbar ausgestaltet sein. Das Uhrensystem 28 kann wenigstens eine Zeitkomponente wie einen Oszillator und/oder eine NTP-Schnittstelle aufweisen.
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Es ist möglich, dass die Sensoren 25 z. B. über Standard-I2C-Digitalschnittstellen oder über Analog-Digital-Wandler oder digitale Audioschnittstellen an den Datenverarbeitungsabschnitt 26 bzw. den Mikrocontroller angeschlossen sind. Die Sensoren 25 sind z. B. dazu ausgeführt, wenigstens einen der nachfolgenden Erfassungsparameter zu erfassen: Gas, Druck, Licht, Feuchtigkeit, Temperatur, Wärme (Wärmebild), Vibration (Beschleunigungsmesser), pyroelektrische Infrarot-Richtungserkennung, elektromagnetische Interferenz (EMI) und Schall (Audio).
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Das erfasste Signal 210 und/oder die weiteren erfassten Erfassungsparameter der EMI und/oder Audio und/oder Vibration können ggf. zur gleichen Zeit parallel auf der Auswertekomponente 22 und insbesondere dem Mikrocontroller mit den FFTs (Fast Fourier Transformations) weiterverarbeitet werden, um eine optimale Datenausgabe von bspw. 1,3 kb pro Sekunde zu erreichen. Dies ist eine sehr dichte Datenrate, die es ermöglicht, genaue Frequenz- und Größendaten lokaler Ereignisse in Echtzeit zum Verarbeitungssystem zu übertragen.
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Es hat sich herausgestellt, dass es vorteilhaft ist, wenn die Frequenzauswertung 120 auf der lokalen Chipebene, d. h. durch die Auswertekomponente 22 ausgeführt wird und somit durch die Überwachungskomponente 20 lokal am Transformator 5 und nicht entfernt hiervon durch das Verarbeitungssystem 80.
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Der wenigstens eine weitere Sensor 25 kann einen EMI-Sensor umfassen, welcher eine Resonanzfrequenz bei 50 Hz oder 60 Hz erfasst. Diese kritische Messung kann genau auf die Energie kalibriert werden, die durch den Transformator 5 fließt. Dabei kann die Entfernung zum Transformator 5 berücksichtigt werden. Besonders ist hierbei, dass kein Teil der Überwachungskomponente 20 physisch an den Transformator 5 angeschlossen werden muss.
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Die Zuverlässigkeit der Überwachung und insbesondere die Auswertung 140 des Transformatorparameters anhand der Überwachungsinformation 240 kann weiter verbessert und unterstützt werden, wenn weitere Erfassungsparameter durch weitere Sensoren 25 erfasst werden. Die Überwachungsinformation 240 kann dann wenigstens eine Information über diese erfassten Erfassungsparameter aufweisen. Diese Information kann durch das Verarbeitungssystem 80 ebenfalls ausgewertet und ggf. mit dem Transformatorparameter verglichen werden, um einen Zustand des Transformators 5 zu bestimmen. Neben der Verwendung von EMI und Audio als mögliche Erfassungsparameter (ein Transformator 5 macht ein niederfrequentes „Brummgeräusch“) kommt optional auch die Verwendung einer Vibration in der Umgebung des Transformators 5 in Frage. Als Erfassungsparameter können dann mechanische Vibrationen erfasst werden, die sich langsamer durch Oberflächen bewegen als elektromagnetische Wellen oder Audio-Rauschen durch die Luft. Da ggf. auch die Feuchtigkeit und Temperatur mit dem Zustand des Transformators 5 bzw. dem Transformatorparameter korreliert, kann auch die Erfassung dieser Erfassungsparameter möglich sein. Diese korrelieren dann zu komplexen Daten, die sich genau synchron mit der Zeit bewegen und die die Energiebelastung (EMI), die mit dem Zustand des Transformators 5 korreliert, genau beschreiben können.
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Wenn bei einem Transformator 5 eine Teilentladung oder ein interner Lichtbogen auftritt (d. h. ein TE-Ereignis stattfindet), ändern sich sowohl die Vibrationen, die Töne als auch die elektromagnetischen Felder schnell. Dies ist normalerweise schwer zu erkennen, und es ist kein einziger „Sensor“ für Teilentladung (TE) bekannt. Hingegen kann anhand der Überwachungsinformation 240, insbesondere wenn diese zusätzliche Informationen nicht nur über das Ergebnis der Frequenzauswertung 120 sondern auch über die erfassten Erfassungsparameter aufweist, eine solche Anomalie erkannt werden. Bspw. kann hierzu auch ein zeitlicher Verlauf der Überwachungsinformation 240 ausgewertet werden. Wenn ein Transformator 5 mehr als 3 TE-Ereignisse erlebt, wird er statistisch gesehen wahrscheinlich ausfallen. Daher kann eine Warnmeldung ausgegebene werden, wenn dieser Zustand durch die Auswertung 140 erkannt wird.
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Vorteilhafterweise kann zur Zuordnung der entsprechenden Überwachungsinformation 240 zu einem Zustand des Transformators 5 maschinelles Lernen eingesetzt werden. Dadurch können diese Anomalien wie TE erkannt werden.
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Ferner kann bei Überlast des Transformators 5 ein lautes charakteristisches Geräusch und Vibrationen auftreten, die die Überwachungskomponente 20 genau erkennen und das Verarbeitungssystem 80 überwachen kann.
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Zur Überwachung kann außerdem die Auswertung 140 dazu verwendet werden, um Leistungstransienten zu lokalisieren. In der Regel befinden sich in jedem Ortsnetz mindestens zwei Niederspannungs-Transformatoren 5, um im Falle eines Ausfalls belastbar zu sein.
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Ferner kann die Überwachungskomponente 20 vorteilhafterweise die tatsächliche Belastung jedes Transformators 5 induktiv über die EMI, d. h. über den entsprechenden EMI-Sensor, messen. Anhand des Lastniveaus kann der Strombedarf und das Stromangebot (z. B. von dezentralen Erzeugungsanlagen in Industriegebieten) im Bereich des Transformators 5 in Echtzeit abgeleitet werden. Das bedeutet, es kann gemessen werden, ob die tatsächliche Last im Netz wahrscheinlich die physikalische Kapazität des Netzes übersteigt. Damit liefert sie Informationen über den verbleibenden Grad an Flexibilität im Netz. Dieser verbleibende Flexibilitätsgrad kann als Differenz zwischen der tatsächlichen Last und der Netzkapazität berechnet werden. Die erfindungsgemäße Überwachung erleichtert somit die Berechnung des tatsächlichen Flexibilitätsgrades im Netz in Echtzeit. Auch kann es möglich sein, durch die Überwachung den Auslastungsgrad des Netzes zu bestimmen und aus diesem Wert den Grad der Flexibilität abzuleiten.
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Es kann möglich sein, dass die Überwachungskomponente 20, welche bezüglich des Transformators 5 lokal am Ort des Transformators 5 angeordnet sein kann, die durch die Sensoren 25 empfangenen Daten (wie EMI, Audio und Vibration) zumindest teilweise mittels einer Frequenzauswertung 120 lokal verarbeitet, um die Datengenauigkeit zu erhöhen. Die Frequenzauswertungen 120 können, wenn sie bspw. über eine Stunde korrekt verarbeitet werden, eine vollständig genaue Kalibrierung der tatsächlichen Leistung des Transformators 5 ergeben, so als ob sie von einem physisch angeschlossenen Messgerät gemessen würden, das noch 1 Meter oder mehr entfernt ist.
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Darüber hinaus können die Sensoren 25 auch Temperatur- und Feuchtigkeitsdaten erfassen, die sich bei veränderten Produktions- und Nachfragemustern ändern. Entsprechend kann die Überwachungsinformation 240 aus dem Signal 210 und den weiteren Erfassungsparametern gebildet werden und somit auch Informationen über die Temperatur und Feuchtigkeit am Ort des Transformators 5 umfassen. Diese Kombination von Daten ermöglicht z. B. weitere Vorhersagen hinsichtlich der zukünftigen Belastung des Stromnetzes oder von Engpässen im Netz.
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Die Überwachungskomponente 20 und insbesondere die Auswertekomponente 22 kann außerdem eine Planung einer vorausschauenden Wartung ermöglichen, indem die Überwachungsinformation 240 ausgewertet wird.
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Anhand der Frequenzauswertung 120 und/oder der Auswertung 140 und/oder Verarbeitung 145 kann optional eine Strombelastung des Transformators 5 erkannt werden und bei Feststellung einer Überschreitung der sicheren Nennleistung des Transformators 5 sofort eine Warnung ausgegeben werden.
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Die voranstehende Erläuterung der Ausführungsformen beschreibt die vorliegende Erfindung ausschließlich im Rahmen von Beispielen. Selbstverständlich können einzelne Merkmale der Ausführungsformen, sofern technisch sinnvoll, frei miteinander kombiniert werden, ohne den Rahmen der vorliegenden Erfindung zu verlassen.
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Bezugszeichenliste
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- 5
- Transformator
- 20
- Überwachungskomponente
- 21
- Empfangskomponente
- 22
- Auswertekomponente
- 23
- Ausgabekomponente
- 25
- weitere Sensoren
- 26
- Datenverarbeitungsabschnitt
- 27
- Kommunikationsabschnitt
- 28
- Zeitkomponente, Uhrensystem
- 70
- Netzwerk
- 80
- Verarbeitungssystem
- 110
- Empfangen
- 120
- Frequenzauswertung, Fouriertransformation
- 130
- Ausgeben
- 140
- Auswertung
- 145
- Verarbeitung
- 210
- Signal, Niederfrequenzsignal
- 230
- Auswertemittel
- 240
- Überwachungsinformation
- 245
- Zeitinformation
- 250
- Frequenzanteile, Spektrum
