Fragen Sie einen Umspannwerkstechniker, wie SF6 gemessen wird, und die erste Antwort lautet normalerweise „Manometer am Abteil“. Das ist nur die halbe Wahrheit. In gasisolierten Schaltanlagen (GIS) und SF6-Leistungsschaltern bestimmt die Gasdichte-nicht der Rohdruck-die Isolationsstärke und die Lichtbogenlöschfähigkeit-. Ein kalter Morgen kann den Manometerdruck senken, auch wenn kein Gas ausgetreten ist; Sommerhitze kann ein langsames Leck überdecken. Aus diesem Grund konzentriert sich eine ernsthafte Überwachung auf die temperaturkompensierte Dichte, typischerweise bezogen auf einen 20-Grad-Äquivalentdruck.
Feldteams stoßen auf vier gängige Ansätze. Einfache Druckschalter kommen immer noch bei Mittelspannungsgeräten mit großen Sicherheitsmargen vor, eignen sich jedoch nicht für Hochspannungs-GIS, bei denen die Dichteschwellenwerte eng sind. Temperaturkompensierte Messgeräte und Dichterelais koppeln einen Druckwandler mit einem Temperatursensor-oder einem Bimetall-Kompensationselement-und wandeln die Messwerte in ein stabiles Dichtesignal um. Referenzgasmonitore verwenden eine versiegelte Balgkammer, die mit SF6 mit einer bekannten Dichte gefüllt ist. Da sich die Umgebungstemperatur gleichermaßen auf das GIS-Fach und das Referenzvolumen auswirkt, löst das Gerät Mikroschalter bei tatsächlichen Dichtesollwerten aus, ohne dass es zu Fehlalarmen aufgrund von Wetterschwankungen kommt. Für eine kontinuierliche Trendmessung messen Quarz-Stimmgabelsensoren und hybride elektronische Monitore die Dichte direkt oder berechnen sie aus Druck-, Temperatur- und Gasgleichungen und speisen analoge Ausgänge oder SCADA-Schnittstellen ein.
Die Dichte ist nicht der einzige Parameter, der verfolgt werden sollte. SF6-Feuchtigkeitsmessungen (Mikro-Wasser), Taupunktprüfungen und Gasreinheitsanalysen-häufig über tragbare Analysegeräte oder Chromatographie während der Wartung-decken Verunreinigungen auf, die die dielektrische Leistung schwächen, lange bevor ein schwerwiegender Alarm auftritt. Die Überwachung von Teilentladungen (TE) mittels UHF-, akustischer oder chemischer Zersetzungsanalyse fügt eine weitere Ebene hinzu, insbesondere wenn Dichtedrift darauf hindeutet, dass sich Isolationsspannungen entwickeln. Die meisten Versorgungsunternehmen nutzen eine zweistufige Alarmstrategie: einen Warnsollwert für die geplante Aufladung und eine Sperrstufe, bei der ein sicheres Umschalten nicht gewährleistet werden kann.
Online-Systeme, die Druck-, Temperatur- und Feuchtigkeitssensoren in einem versiegelten Modul kombinieren, lösen ein praktisches Problem: Herkömmliche tragbare Feuchtigkeitstests erfordern die Entlüftung von SF6, was wiederum die Kammerdichte verändert und die Ergebnisse verfälscht. Die nicht-Echtzeit--Überwachung des SF6-Zustands an GIS-Schächten, Tankschaltern und Sammelschienenfächern erkennt allmähliche Leckagetrends frühzeitig-und unterstützt sowohl die Zuverlässigkeit als auch die SF6-Emissionsberichterstattung, die angesichts des hohen globalen Erwärmungspotenzials des Gases zunehmend unter die Lupe genommen wird.
Suchen Sie für Teams, die Upgrades evaluieren, nach Monitoren mit verifizierten Alarmsollwerten, einer stabilen 20-Grad-Dichteanzeige und Ausgängen, die mit der bestehenden Umspannwerkautomatisierung kompatibel sind. Eine kompakte Multi-{2}Parameter-SF6-Überwachungseinheit-misst Dichte, Mikro-Feuchte und Temperatur, ohne Gas freizusetzen-verwandelt regelmäßige manuelle Prüfungen in kontinuierliche Anlagenintelligenz und reduziert so ungeplante Ausfälle und unnötige Gashandhabung vor Ort.