Durch den Einsatz immer leistungsstärkerer Wechsel- und Gleichrichter treten im Übertragungsnetz Ströme mit einer sehr geringen Frequenz auf, die quasi Gleichströmen entsprechen und im Wechselstromnetz für Probleme sorgen. Quellen dafür können neben der Anbindung erneuerbarer Energiequellen auch Wallboxen für Elektrofahrzeuge oder geomagnetische Stürme sein.
Dadurch ausgelöste Störungen können die Lebensdauer von Transformatoren, beispielsweise in Umspannwerken, stark reduzieren, im schlimmsten Fall kann es zu Netzinstabilität oder sogar zu einem Blackout kommen. Bei der Überwachung dieser Ströme kommen kommerzielle induktive Stromwandler bezüglich Isolierung, Bandbreite und Sättigung an ihre Grenzen.
Faseroptisches System misst Gleichstromkomponente
Als mögliche Lösung hat ein Team des Instituts für elektrische Messtechnik und Sensorik der TU Graz (Projektleiter Reinhard Klambauer sowie die Doktoranden Johannes Mandl, Philipp Trampitsch und Lukas Liedl) gemeinsam mit dem Unternehmen Artemes ein faseroptisches System entwickelt. Dies ermöglicht das präzise Messen der Gleichstromkomponente direkt auf der Hochspannungsebene von 220 bis 380 kV.
Bisher eingesetzte induktive Wandler messen lediglich den Summenstrom am geerdeten Sternpunkt, an dem die Stromphasen zusammentreffen. Das neue System erfasst hingegen den ungewollten Gleichstrom gleichzeitig mit dem normalen Betriebsstrom auf verschiedenen Spannungsebenen, bietet eine sehr hohe Frequenzbandbreite und macht zusätzlich auch hochfrequente Störungen sichtbar. Durch seine kompakte Bauweise und seine Isolation lässt es sich auch nachträglich einfach einbauen und in bestehenden Anlagen verteilt installieren.
Transformatoren auf Jahre nicht lieferbar
„Das Problem von Gleichströmen im Wechselstromnetz besteht darin, dass sie die Eisenkerne der Transformatoren in eine magnetische Sättigung treiben“, sagt Werner Schöffer, CEO bei Artemes. „Das kann soweit führen, dass sich die Lebensdauer von Transformatoren verkürzt oder sie ausfallen. In einem Umspannwerk lässt sich der Ausfall eines Transformators zwar kompensieren, aktuell braucht es aber mehrere Jahre, um Ersatz zu bekommen. Und im Fall von geomagnetischen Stürmen tritt das Phänomen zudem nicht regional auf. Daher ist es wichtig, derartige Störungen live mitverfolgen und zielgerichtet eingreifen zu können.“
Um die gewünschten Messergebnisse zu erhalten, nutzt das Projektteam den Faraday-Effekt: Er beschreibt das Verhalten von polarisiertem Licht in einem transparenten Medium, während es einem Magnetfeld ausgesetzt ist und sich dadurch die Polarisationsebene des Lichts dreht. Da die von Stromleitungen erzeugten Magnetfelder direkt vom dort fließenden Strom abhängen, lässt sich dieser inklusive Störungen erfassen.
Dafür montieren die Forschenden eine auf einem 3D-gedruckten Spulenkörper aufgewickelte Glasfaser um den Stromleiter und schicken Licht hindurch. Der dafür notwendige optische Aufbau sowie die Auswerteelektronik ist eine Eigenentwicklung des Teams. In einem Field Programmable Gate Array (FPGA) werden die aufgezeichneten optischen Signale mithilfe von eigenen Algorithmen in Echtzeit verarbeitet. Daraus wird der aktuelle Stromwert abgeleitet. Die sicherheitskritische Kommunikation und den Datenexport übernimmt ein Miniaturrechner (DataHub) des Projektpartners Artemes.
Geomagnetischer Sturm erfolgreich detektiert
In Feldtests mit Unterstützung der Austrian Power Grid (APG) hat das Forschungsteam das System bereits erfolgreich langzeiterprobt. So gelang es beispielsweise, durch Messung von Gleichstrom einen geomagnetischen Sturm am 1. Januar 2025 in Echtzeit zu detektieren. Bei weiteren Tests wurden zwei Varianten des Messverfahrens ausprobiert. Die AC-Variante ist auf eine hohe Frequenzbandbreite optimiert, um in der Lage zu sein, auch impulshafte Stromspitzen oder -abfälle im Mikrosekundenbereich – etwa durch Wechselrichter oder Schaltanlagen – zu erfassen. Die DC-Variante legt den Fokus auf die präzise Erfassung von niedrigfrequenten Strömen, insbesondere geomagnetisch induzierten Gleichströmen. In nächsten Schritten sollen beide Verfahren weiter optimiert werden, um sie zur Marktreife zu führen.
„Wenn das System vollständig einsatzbereit ist, bietet es einen sicheren Rückhalt für die Stromversorgung“, sagt Reinhard Klambauer. „Das faseroptische System ermöglicht es, hochfrequent, isoliert und sättigungsfrei zu messen. Damit bietet es einen sicherheitsrelevanten Mehrwert für energietechnische Anlagen sowohl im Betrieb als auch bei Spezialanwendungen.“
