Cảm biến sợi quang phân tán cho cáp điện

Công nghệ, Ứng dụng và Cân nhắc Kỹ thuật để Giám sát Cáp Liên tục

1. Giới thiệu

Mạng lưới cáp điện ngầm đang mở rộng nhanh chóng. Tăng trưởng phụ tải đô thị, điện khí hóa giao thông vận tải và xây dựng nguồn phát điện tái tạo đã thúc đẩy hàng triệu km cáp XLPE mới vào ống dẫn, đường hầm và các tuyến chôn trực tiếp. Đồng thời, các mẫu tải cáp đã thay đổi: dòng điện hai chiều từ năng lượng mặt trời và gió phân tán có nghĩa là cáp không còn chịu chu kỳ tải ngày-đêm đơn giản, và ứng suất nhiệt lên lớp cách điện đã trở thành động lực chính gây lão hóa.

Sự cố cáp vẫn là một trong những sự kiện gây gián đoạn và tốn kém nhất trên mạng lưới phân phối. Lỗi đột xuất trong một mạch ngầm quan trọng đòi hỏi định vị lỗi, đào, nối và thay thế — thường kéo dài nhiều ngày, với các khoản phạt đáng kể do gián đoạn khách hàng. Khi đội ngũ cáp cũ đi và tải tăng lên, việc giám sát liên tục đã chuyển từ một sự xa xỉ thành một sự cần thiết.

Trong số các công nghệ cho phép giám sát cáp liên tục, cảm biến sợi quang phân tán (D-FOS) đã nổi lên như một trong những công nghệ trưởng thành và được triển khai rộng rãi nhất. Không giống như các cảm biến điểm thông thường, chỉ đo nhiệt độ hoặc biến dạng tại một vài vị trí, một sợi quang đơn lẻ đóng vai trò là cảm biến liên tục dọc theo toàn bộ tuyến cáp. Bài báo này xem xét cách D-FOS hoạt động, tại sao nó phù hợp với môi trường điện từ của cáp điện, các công nghệ đo lường chính (DTS, DAS và cảm biến biến dạng phân tán), nơi nó được áp dụng và cách nó phù hợp với chiến lược giám sát tình trạng cáp rộng hơn.

2. Cảm biến sợi quang phân tán là gì?

Một cảm biến nhiệt độ hoặc biến dạng điện thông thường là một thiết bị điểm: nó đo một tham số tại một vị trí. Để giám sát cáp dài 5 km với các cảm biến điểm cách nhau 50 mét, người vận hành sẽ cần 100 cảm biến, mỗi cảm biến có dây dẫn, nguồn điện và điều kiện tín hiệu riêng. Cảm biến sợi quang phân tán có một cách tiếp cận hoàn toàn khác: bản thân sợi quang là cảm biến.

Trong một hệ thống D-FOS điển hình, một xung laser ngắn được đưa vào sợi quang. Khi xung di chuyển, nó tương tác với các phân tử thủy tinh và tạo ra ánh sáng tán xạ ngược. Bằng cách phân tích các đặc tính của ánh sáng tán xạ ngược — cường độ, dịch chuyển tần số và phân cực — theo thời gian di chuyển khứ hồi, thiết bị sẽ thu được một hồ sơ liên tục về đại lượng đo dọc theo toàn bộ sợi quang. Chuỗi tín hiệu cơ bản là:

1. Xung laser được đưa vào sợi quang
2. Xung lan truyền dọc theo sợi quang cần kiểm tra
3. Ánh sáng tán xạ ngược (Raman, Rayleigh hoặc Brillouin) quay trở lại bộ phân tích
4. Phân tích tín hiệu chuyển đổi các đặc tính tán xạ ngược thành các đại lượng vật lý
5. Hồ sơ nhiệt độ, biến dạng hoặc âm thanh được tạo ra ở các khoảng cách theo mét
6. Tình trạng cáp được đánh giá từ hồ sơ phân tán

Kết quả là một phép đo được phân tán: một sợi quang, một bộ phân tích và hàng nghìn điểm đo dọc theo chiều dài cáp — thường là từ 0,5 đến 2 mét, trên khoảng cách lên đến 50 km hoặc hơn, tùy thuộc vào kỹ thuật.

3. Tại sao cảm biến sợi quang phù hợp với cáp điện

Một số đặc tính làm cho sợi quang đặc biệt phù hợp với môi trường điện từ của hệ thống cáp điện áp cao:

• Cách điện điện: sợi quang là chất điện môi. Nó không mang dòng điện và không yêu cầu nguồn điện tại điểm cảm biến, loại bỏ các mối lo ngại về an toàn khi đi dọc theo dây dẫn HV.
• Miễn nhiễm điện từ: các cảm biến điện thông thường (cặp nhiệt điện, RTD, CT) dễ bị nhiễu điện từ từ các quá trình chuyển mạch đột ngột, hài của bộ biến tần và dòng điện lỗi. Sợi quang miễn nhiễm với các trường này vì tín hiệu là ánh sáng, không phải điện.
• Phần tử cảm biến thụ động: không có thiết bị điện tử, pin hoặc bộ phát nào được lắp đặt tại hiện trường. Phần cứng duy nhất tại hiện trường là bản thân sợi quang, không yêu cầu bảo trì và không bị lão hóa như cảm biến điện tử chủ động.
• Giám sát khoảng cách xa: một bộ phân tích đơn lẻ có thể giám sát lên đến hàng chục km sợi quang, bao phủ toàn bộ mạch cáp từ một đầu.
• Độ phân giải không gian cao: nhiệt độ hoặc biến dạng được báo cáo ở các khoảng cách dưới mét đến mét, giải quyết các điểm nóng cục bộ mà các cảm biến điểm cách nhau hàng chục mét sẽ bỏ sót.
• Đo lường liên tục theo thời gian thực: các hồ sơ được làm mới sau mỗi vài giây đến vài phút, tùy thuộc vào kỹ thuật và thời gian lấy trung bình, nắm bắt cả xu hướng chậm và các sự kiện thoáng qua.

Nói tóm lại, sợi quang không thu nhận tiếng ồn làm ảnh hưởng đến các cảm biến điện trong trạm biến áp và phòng đóng cắt, và nó đo lường từng mét cáp thay vì chỉ vài điểm nơi cảm biến được lắp đặt.

4. Cảm biến nhiệt độ phân tán (DTS)

Cảm biến nhiệt độ phân tán là kỹ thuật D-FOS trưởng thành và được triển khai rộng rãi nhất cho cáp điện. Nó đo nhiệt độ dọc theo toàn bộ chiều dài của sợi quang.

4.1 Nguyên lý vật lý: Tán xạ Raman

Khi một xung laser lan truyền qua sợi quang, một phần nhỏ ánh sáng bị tán xạ ngược về phía nguồn. Ba cơ chế tán xạ có liên quan:

• Tán xạ Rayleigh: tán xạ đàn hồi do dao động mật độ; ánh sáng tán xạ ngược có cùng bước sóng với nguồn. Nó tạo thành cơ sở của OTDR và DAS.
• Tán xạ Raman: tán xạ không đàn hồi do dao động phân tử. Nó tạo ra hai dải phổ: Stokes (bước sóng dài hơn, năng lượng thấp hơn) và anti-Stokes (bước sóng ngắn hơn, năng lượng cao hơn). Cường độ anti-Stokes phụ thuộc mạnh vào nhiệt độ, trong khi cường độ Stokes thì không. Tỷ lệ ánh sáng anti-Stokes trên Stokes trực tiếp mã hóa nhiệt độ cục bộ.
• Tán xạ Brillouin: tán xạ không đàn hồi do phonon âm thanh; dịch chuyển tần số (dịch chuyển Brillouin) phụ thuộc vào cả nhiệt độ và biến dạng. Nó tạo thành cơ sở của các kỹ thuật BOTDR/BOTDA.

Các thiết bị DTS đưa một xung laser hẹp, tách ánh sáng tán xạ ngược thành các thành phần Stokes và anti-Stokes bằng bộ lọc bước sóng, và đo tỷ lệ cường độ của chúng theo thời gian di chuyển khứ hồi. Độ trễ thời gian chuyển đổi thành khoảng cách dọc theo sợi quang. Kết quả là một hồ sơ nhiệt độ T(z) tại mỗi mét cáp, được làm mới liên tục.

4.2 Các thông số hiệu suất chính

• Độ phân giải không gian: thường là 0,5–2 m — khoảng cách mà một bước nhiệt độ được giải quyết.
• Độ chính xác nhiệt độ: thường là ±0,5 °C đến ±1 °C, được hiệu chuẩn với bể tham chiếu.
• Phạm vi đo: lên đến 30–50 km mỗi kênh bộ phân tích, tùy thuộc vào loại sợi và thời gian lấy trung bình.
• Khoảng thời gian đo: giây đến phút, tùy thuộc vào SNR và khoảng cách yêu cầu.

5. Phát hiện điểm nóng cáp

Điểm nóng là một vùng cục bộ nơi nhiệt độ cáp cao hơn vài độ so với môi trường xung quanh. Điểm nóng quan trọng vì chúng đẩy nhanh quá trình lão hóa lớp cách điện và, nếu không được xử lý, có thể dẫn đến hỏng hóc sớm. Các nguyên nhân phổ biến bao gồm:

• Quá tải: tải liên tục vượt quá khả năng chịu tải của cáp.
• Tản nhiệt kém: ống dẫn bị chặn, vật liệu lấp đầy có điện trở nhiệt cao, hoặc nhóm cáp được tải gần nhau.
• Sự cố khớp nối cáp: tiếp xúc kém tại khớp nối gây ra nhiệt điện trở cục bộ.
• Điện trở nhiệt của đất: đất khô hoặc nén kém xung quanh cáp chôn trực tiếp làm giảm truyền nhiệt.
• Hư hỏng cục bộ: hư hỏng vỏ bọc hoặc nước xâm nhập làm thay đổi đặc tính nhiệt cục bộ.

DTS giải quyết việc phát hiện điểm nóng theo năm bước: nó liên tục đo hồ sơ nhiệt độ dọc theo tuyến đường; nó xác định các vùng có nhiệt độ vượt quá mức cơ bản xung quanh một khoảng cách nhất định; nó định vị điểm nóng trong phạm vi một mét; nó theo dõi sự thay đổi nhiệt độ đó theo thời gian; và nó kích hoạt cảnh báo khi ngưỡng cấu hình bị vượt qua. Điều này cho phép đội bảo trì điều tra vị trí cụ thể — làm sạch ống dẫn bị chặn, kiểm tra khớp nối nghi ngờ, hoặc giảm tải — thay vì đào toàn bộ tuyến đường dựa trên nghi ngờ. Ngược lại, các bài kiểm tra ngoại tuyến định kỳ thường không thể đo nhiệt độ dây dẫn, và chắc chắn không phải dọc theo từng mét cáp chôn.

6. Cảm biến âm thanh phân tán (DAS)

Cảm biến âm thanh phân tán sử dụng cùng một sợi quang để đo rung động và tín hiệu âm thanh dọc theo tuyến đường. Cơ sở kỹ thuật là OTDR nhạy pha (φ-OTDR): các xung laser kết hợp được đưa vào, và sự thay đổi pha trong ánh sáng tán xạ Rayleigh — do biến dạng trong sợi quang từ rung động bên ngoài — được đo tại mọi vị trí.

DAS về cơ bản khác với DTS. Nơi DTS đo nhiệt độ chậm, DAS đo rung động với tốc độ lấy mẫu hàng nghìn mẫu mỗi giây. Nó được sử dụng để: giám sát sự can thiệp của bên thứ ba (đào hoặc đào gần tuyến cáp), phát hiện nhiễu cơ học, giám sát lực lắp đặt và kéo cáp, và phát hiện tác động bên ngoài. Trong bối cảnh cáp điện, DAS thường được triển khai để bảo vệ cáp khỏi hư hỏng cơ học hơn là để đánh giá tình trạng cách điện.

Sự khác biệt là quan trọng: DTS trả lời câu hỏi “ở đâu và nóng như thế nào?”; DAS trả lời câu hỏi “điều gì đang xảy ra dọc theo tuyến đường?” Chúng bổ sung cho nhau, không thể thay thế cho nhau.

7. Các công nghệ cảm biến sợi quang phân tán khác

Ngoài DTS và DAS, hai kỹ thuật phân tán khác có liên quan đến giám sát cáp:

Đối với giám sát nhiệt cáp điện, DTS vẫn là công cụ chính. Cảm biến biến dạng dựa trên BOTDR được sử dụng khi có mối lo ngại về chuyển động đất hoặc biến dạng cáp — ví dụ, ở các khu vực có nguy cơ động đất hoặc dưới các giao lộ đường sắt. DAS được bổ sung khi có rủi ro can thiệp của bên thứ ba.

8. Kiến trúc hệ thống

Một hệ thống giám sát sợi quang phân tán điển hình cho cáp điện bao gồm các thành phần sau:

• Sợi cảm biến: một cáp quang đơn mode hoặc đa mode được gia cố lắp đặt bên cạnh (hoặc bên trong) cáp điện — thường trong ống dẫn, buộc vào cáp, hoặc nhúng vào vỏ cáp cho các lắp đặt mới.
• Đơn vị cảm biến quang (bộ phân tích): thiết bị DTS, DAS hoặc BOTDR, đặt trong giá đỡ trạm biến áp hoặc tủ chống thời tiết. Nó đưa xung laser và phân tích ánh sáng tán xạ ngược.
• Thu nhận và số hóa tín hiệu: bộ tách sóng quang và bộ chuyển đổi số tốc độ cao chuyển đổi tín hiệu phản hồi quang thành luồng dữ liệu số.
• Xử lý dữ liệu: phần mềm trên bo mạch chuyển đổi ánh sáng tán xạ ngược thô thành hồ sơ nhiệt độ, biến dạng hoặc âm thanh, áp dụng hiệu chuẩn và giảm nhiễu.
• Phần mềm giám sát tình trạng: một nền tảng máy chủ hoặc đám mây lưu trữ các hồ sơ lịch sử, tạo biểu đồ xu hướng và hiển thị trạng thái hiện tại trên bản đồ địa lý hoặc sơ đồ.
• Hệ thống báo động: báo động ngưỡng và tốc độ tăng đột ngột kích hoạt rơle cục bộ, tín hiệu SCADA, thông báo SMS/email hoặc lệnh công việc trong hệ thống quản lý tài sản.
• Giao diện trung tâm điều khiển: bảng điều khiển người vận hành tại trung tâm điều khiển của tiện ích, tích hợp với các nền tảng SCADA hoặc GIS hiện có.

9. Ứng dụng trong hệ thống cáp điện

• Cáp truyền tải ngầm: mạch 110–500 kV trong mạng lưới đô thị dày đặc, nơi các điểm nóng do ống dẫn bị chặn hoặc khớp nối kém tốn kém để định vị.
• Cáp phân phối ngầm: đường cấp liệu 10–35 kV, nơi nhiều cáp chia sẻ một ngân hàng ống dẫn và nhiệt độ tương hỗ có thể làm giảm khả năng chịu tải.
• Đường hầm cáp: đường hầm chung với nhiều mạch, nơi DTS xác minh không có cáp nào bị nóng và DAS cung cấp phát hiện xâm nhập.
• Trạm biến áp: giám sát các giao cắt cáp, kết nối thanh cái và dây dẫn máy biến áp nơi khả năng tiếp cận bị hạn chế.
• Cơ sở hạ tầng năng lượng tái tạo: cáp liên kết trong các trang trại gió ngoài khơi, mạch thu gom trang trại năng lượng mặt trời và kết nối lưu trữ pin, nơi giám sát từ xa là rất cần thiết.
• Trung tâm dữ liệu và cơ sở công nghiệp: máng cáp điện và ống dẫn thanh cái nơi quá tải nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến thời gian hoạt động.

Kịch bản kỹ thuật điển hình

Một mạch cáp ngầm 220 kV trong mạng lưới điện đô thị chạy 8 km qua một ngân hàng ống dẫn chung dưới một con đường lớn. Một sợi DTS được gia cố được kéo vào ống dẫn bên cạnh cáp điện, với bộ phân tích được lắp đặt trong một trạm biến áp ở một đầu. Hệ thống đo nhiệt độ mỗi mét sau mỗi 30 giây.

Sáu tháng sau khi đưa vào hoạt động, hồ sơ DTS cho thấy nhiệt độ cục bộ tăng 9 °C so với mức cơ bản của tuyến đường ở khoảng 4,3 km, trong thời kỳ tải đỉnh mùa hè. Xu hướng cho thấy điểm nóng đang xấu đi. Đội bảo trì điều tra tại vị trí đó và phát hiện ra rằng một ống thoát nước phía trên ống dẫn đã bị chặn, làm ngập ống dẫn và giảm khả năng tản nhiệt. Ống thoát nước được làm sạch; trong vòng hai tuần, hồ sơ nhiệt độ trở lại mức cơ bản dự kiến. Điểm nóng đã được phát hiện và định vị trong phạm vi một mét — mà không cần đào toàn bộ tuyến đường 8 km.

Đây là một kịch bản kỹ thuật điển hình minh họa cách DTS chuyển đổi hồ sơ nhiệt độ liên tục thành hành động bảo trì cụ thể. Nó không được trình bày như một tham chiếu đến bất kỳ dự án cụ thể nào.

10. D-FOS so với Cảm biến điểm truyền thống

Các cảm biến điểm vẫn phù hợp khi một điểm được xác định rõ ràng (như khớp nối cụ thể hoặc dây dẫn máy biến áp) yêu cầu giám sát cục bộ, hoặc khi ngân sách hạn chế phạm vi phủ sóng phân tán đầy đủ. Đối với các tuyến cáp dài, D-FOS cung cấp bức tranh liên tục mà cảm biến điểm không thể có.

11. Vai trò trong giám sát tình trạng cáp điện

Cảm biến sợi quang phân tán là một lớp của chương trình đánh giá tình trạng cáp hoàn chỉnh. Nó không thay thế các kỹ thuật chẩn đoán khác, và không nên được trình bày như vậy:

• DTS đo nhiệt độ và phát hiện các điểm nóng nhiệt. Nó không đo trực tiếp sự suy giảm cách điện.
• Giám sát phóng điện cục bộ (PD) phát hiện các khuyết tật cách điện bên trong — lỗ rỗng, tách lớp, cây nước — mà DTS không nhìn thấy cho đến khi chúng gây ra quá nhiệt.
• Định vị lỗi TDR xác định vị trí lỗi cáp sau khi nó xảy ra; D-FOS giám sát điều kiện nhiệt nhưng không định vị lỗi điện.
• Kiểm tra VLF hipot và chẩn đoán áp dụng quá áp và đo Tan Delta để đánh giá định lượng tình trạng cách điện ngoại tuyến.
• Kiểm tra điện trở cách điện xác minh tính toàn vẹn cách điện cơ bản trong quá trình bảo trì định kỳ.

Một chương trình giám sát tình trạng trưởng thành kết hợp các kỹ thuật này: DTS cung cấp nhận thức nhiệt liên tục; giám sát PD cung cấp nhận thức khuyết tật cách điện; các bài kiểm tra VLF và Tan Delta ngoại tuyến cung cấp đánh giá định lượng định kỳ; và bộ định vị lỗi TDR/arm xác định vị trí lỗi khi chúng xảy ra. Mỗi công nghệ trả lời một câu hỏi khác nhau.

12. Hạn chế và Cân nhắc Kỹ thuật

D-FOS không phải là giải pháp vạn năng. Các nhóm kỹ thuật nên cân nhắc các điều sau:

• Độ phức tạp lắp đặt: kéo một sợi cảm biến chuyên dụng vào ống dẫn hiện có đòi hỏi phải tiếp cận; đối với cáp đang hoạt động, việc trang bị thêm có thể khó khăn. Cáp mới có thể tích hợp sợi quang vào vỏ bọc trong quá trình sản xuất.
• Vị trí sợi quang: sợi quang phải được ghép nhiệt với cáp — đặt bên cạnh nó, buộc theo khoảng thời gian, hoặc nhúng. Ghép nối kém (ví dụ: sợi quang trong ống dẫn riêng) làm giảm độ chính xác nhiệt độ.
• Chi phí hệ thống ban đầu: các bộ phân tích và sợi quang được gia cố có chi phí vốn cao hơn cảm biến điểm, được bù đắp bởi chi phí nhân công lắp đặt và bảo trì dài hạn thấp hơn.
• Diễn giải dữ liệu: hồ sơ nhiệt độ đòi hỏi sự phán đoán của kỹ thuật. Xu hướng tăng có thể chỉ ra quá tải, ống dẫn bị chặn, hoặc khớp nối bị lỗi — người vận hành cần dữ liệu cơ bản và đào tạo để diễn giải chính xác.
• Điều kiện môi trường: hiệu suất sợi quang bị ảnh hưởng bởi bức xạ, tổn thất uốn cong và nước xâm nhập vào đầu nối; các khớp nối tại hiện trường yêu cầu niêm phong cẩn thận.
• Tích hợp: dữ liệu phải được tích hợp với các hệ thống SCADA, GIS và quản lý tài sản để có thể hành động, không chỉ hiển thị trên màn hình chuyên dụng.
• Bảo trì: bộ phân tích và đầu nối tại hiện trường yêu cầu hiệu chuẩn và kiểm tra định kỳ.

13. Xu hướng tương lai

• Phân tích hỗ trợ AI: các mô hình học máy sẽ tự động phân loại các bất thường nhiệt, phân biệt các điểm nóng thực sự với sự biến đổi nhiệt độ theo mùa hoặc theo tải thông thường.
• Bảo trì dự đoán: kết hợp xu hướng DTS với lịch sử tải và các mô hình nhiệt cáp sẽ dự báo tuổi thọ nhiệt còn lại và đề xuất các cửa sổ bảo trì.
• Bản sao số: bản sao ảo của các mạch cáp, được cung cấp dữ liệu DTS, PD và tải trực tiếp, sẽ mô phỏng hành vi dưới các kịch bản tải khác nhau.
• Cảm biến đa tham số: một sợi quang duy nhất sẽ đồng thời cung cấp dữ liệu nhiệt độ (Raman), biến dạng (Brillouin) và âm thanh (Rayleigh), được tích hợp vào một nền tảng giám sát.
• Chẩn đoán từ xa dựa trên đám mây: các bộ phân tích tại nhiều trạm biến áp sẽ truyền hồ sơ đến một nền tảng đám mây trung tâm để so sánh giữa các mạch và xem xét của chuyên gia nhà cung cấp.
• Tích hợp lưới điện thông minh: dữ liệu D-FOS sẽ cung cấp cho các hệ thống quản lý phân phối, cho phép điều chỉnh khả năng chịu tải động dựa trên nhiệt độ dây dẫn đo được thực tế thay vì các giả định thiết kế thận trọng.

14. Kết luận

Cảm biến sợi quang phân tán cung cấp cho người vận hành cáp điện phép đo liên tục, phân tán về điều kiện nhiệt và cơ học dọc theo toàn bộ tuyến cáp — điều mà cảm biến điểm và các bài kiểm tra ngoại tuyến định kỳ không thể sánh được. DTS phát hiện các điểm nóng và định vị chúng trong phạm vi vài mét; DAS giám sát sự can thiệp của bên thứ ba; các hệ thống dựa trên Brillouin đo biến dạng. Cùng nhau, chúng cung cấp cảnh báo sớm, cải thiện khả năng hiển thị tài sản và hỗ trợ các quyết định bảo trì dự đoán.

Bảo trì cáp hiện đại đòi hỏi nhiều công nghệ chẩn đoán làm việc cùng nhau. Cảm biến sợi quang giám sát nhiệt độ và nhiễu cơ học; các bài kiểm tra phóng điện cục bộ và VLF ngoại tuyến đánh giá tình trạng cách điện; bộ định vị lỗi TDR và arm xác định lỗi khi chúng xảy ra. Không có thiết bị đơn lẻ nào thay thế các thiết bị khác. XZH TEST cung cấp các giải pháp kiểm tra và chẩn đoán cáp điện chuyên nghiệp cho việc phát hiện lỗi cáp, kiểm tra cách điện, đánh giá tình trạng và bảo trì — giúp người vận hành xây dựng một chương trình sức khỏe cáp hoàn chỉnh.

Về XZH TEST

XZH TEST (Xian Xuzhihui Electromechanical Technology Co., Ltd.) sản xuất bộ định vị lỗi cáp, bộ định vị trước TDR, máy kiểm tra VLF AC hipot, thiết bị phát hiện phóng điện cục bộ và các thiết bị chẩn đoán cáp liên quan. Sản phẩm được thiết kế cho độ bền tại hiện trường, độ chính xác đo lường và khả năng tương thích với các tiêu chuẩn kiểm tra quốc tế, hỗ trợ các chương trình bảo trì cáp tiện ích, công nghiệp và năng lượng tái tạo.

Trang web: XZH TEST