Gasisolierte Schaltanlagen mit Hochspannungsschaltern sind weltweit im Einsatz. Ihr Vorteil gegenüber luftisolierten Anlagen ist ihre Kompaktheit: Da das Schutzgas SF6 eine drei- bis vierfach höhere Durchschlagsfestigkeit als Luft hat und damit Funkenschlag oder die Bildung eines Lichtbogens effektiv verhindert, finden sonst fußballfeldgroße luftisolierte Anlagen mittels SF6-Isolation nun theoretisch im Keller eines Einfamilienhauses Platz. Zudem verlöschen Funkenstrecken in einer SF6-Atmosphäre wesentlich schneller als an der Luft. Damit ist das Schutzgas speziell in Ballungsgebieten mit hoher Elektrifizierung auf engstem Raum unverzichtbar, um einen sicheren Betrieb elektrischer Hoch- und Mittelspannungsanlagen sowie eine stabile Versorgung der urbanen Infrastruktur zu garantieren.

Der kompakte NDIR-Gassensor SF6-Sensor (1000 ppm) der Baureihe ‚Flow Evo‘ wird typischerweise in tragbaren Gasmessgeräten oder stationären SF6-Detektions­geräten zur Messung der SF6-MAK-Werte verwendet.

© Smartgas

Aber: Während des Betriebs nimmt die Reinheit und damit die Schutzfunktion des Gases im Schalter ab. Ursache sind die aufgrund der Schaltvorgänge im Schalter entstehenden Lichtbögen, die Teile des SF6 chemisch umwandeln. Daher ist es nötig, das Gas in regelmäßigen Abständen zu recyceln. Um die Reinheit zu messen, wird aus dem Schalter ein möglichst geringes Gas­volumen entnommen, das dann zügig und zuverlässig analysiert werden muss – Fehlmessungen können zu einem unnötigen Austausch der Gasfüllung und damit zu prinzipiell vermeidbaren Kosten führen. Im Zuge der Reinheitsmessung (100 Volumenprozent) ist damit eine eindeutige Messung mit kleinsten Gasmengen gefordert.

Gasisolierte Schaltanlagen sind zudem niemals absolut dicht. Durch Leckagen an Dichtungen, Flanschen und ähnlichem tritt SF6 aus und gleichzeitig Luft ein. Die Verlustrate aufgrund solcher Lecks liegt in der Praxis bei circa 0,5 Volumenprozent pro Jahr. Es gilt, diese Leckagen umgehend zu beseitigen, weil das zwar ungiftige und nicht brennbare SF6 mit einem GWP (Global warming potential, Treibhauspotenzial) von knapp 24.000 das klimaschädlichste aller Treibhausgase ist. Aus diesem Grund ist es ratsam, gasisolierte Schaltanlagen mit stationären Gaswarnan­lagen auszustatten, die Alarm schlagen, sobald eine kritische SF6-Konzentration in der Raumluft überschritten wird. Die Messbereiche solcher Gaswarn­anlagen liegen üblicherweise bei 1000 ppm. Bei regelmäßigen Wartungsarbeiten kommen überdies mobile SF6-Lecksuchgeräte zum Einsatz.

Unbedenkliche ­Hintergrundgase

Dank SF6-Isolierung lassen sich Hoch- und Mittelspannungsanlagen auf kleinstem Raum sicher betreiben.

© Smartgas

Sowohl für die Reinheitsmessung als auch für die Lecksuche gibt es verschiedene Messverfahren, wobei optische Messverfahren anderen gegenüber hinsichtlich Lebensdauer, Selektivität und Wartungsarmut als überlegen gelten. Zu den optischen Verfahren zählt die Detektion mit Sensoren, die auf dem NDIR-Prinzip (nichtdispersives Infrarot) beruhen. Die Sensoren basieren auf einem rein physikalischen Verfahren und messen die Konzentration des zu bestimmenden Gases über das Maß der Absorption seiner spezifischen Wellenlänge im Infrarot-Spektrum. Hintergrundgase wie Reinigungs- oder Lösemittel beeinflussen die Messung nicht.

Anders als Sensortechnologien, die auf chemischen Reaktionen basieren, verbrauchen sich NDIR-Gassensoren nicht, sie sind folglich wartungsärmer und langlebiger. Der geringere Wartungsaufwand und die zuverlässigen Messungen gehen mit geringen Stillstandzeiten der Anlagen beziehungsweise einer hohen Anlagenverfügbarkeit einher. Darüber hinaus kennzeichnen sie niedrige Detektionsgrenzen, einen hohen Temperaturbereich, kurze Response-Zeiten und eine geringe Drift.

Ein Beispiel für solche NDIR-Gassensoren sind die SF6-Sensoren der ‚Flow Evo‘-Baureihe von Smartgas. Mit Messbereichen von wahlweise 100 Vol.-%, 1500 ppm, 1000 ppm und 50 ppm bietet das Unternehmen Technologien für die Qualitätsüberwachung, die Raumluft-Überwachung und die Lecksuche.

Prinzip der dualen ­Wellenlänge

Der SF6-Sensor (100 Vol.-%) zur präzisen Messung der Reinheit beziehungsweise Qualität der SF6-Gasfüllung in gasisolierten Schaltanlagen und -transformatoren oder -kabeln nutzt wie alle Sensoren des Herstellers die Technologie der dualen Wellenlänge. Anhand der Messung gemäß Richtlinie IEC 60480 für die Prüfung von SF6 nach Entnahme aus elektrischen Betriebsmitteln wird entschieden, ob das SF6 recycelt werden muss oder noch im Schalter verbleiben kann. Der Messbereich von 0 bis 100 Vol.-% und die ­spezielle Abstimmung auf den ‚Ar­beitsbereich‘ zwischen 80 bis 100 Vol.-% qualifizieren den SF6-Sensor (100 Vol.%) für kontinuierliche und diskontinuierliche Überwachungsmaßnahmen in hochqualitativen SF6-isolierten Mittel- und Hochspannungs-Schaltanlagen. Durch sein internes Volumen von weniger als 1 ccm reduziert sich die für die Messung zu entnehmende SF6-Menge auf ein Minimum.

Für die Kontrolle der Einhaltung der maximalen SF6-Konzentration in der Umgebungsluft (MAK-Wert = 1000 ppm) in Schaltanlagen, Gaslagern, Kraft- und Umspannwerken sowie in Anlagen zur Halbleiterherstellung bieten sich die SF6-Sensoren mit einem Messbereich von 1000 oder 1500 ppm an. Sie werden typischerweise in tragbaren Gasmessgeräten oder stationären SF6-Detektionsgeräten verwendet. Da SF6 eine wesentlich höhere Dichte als Luft hat und sich am tiefsten Punkt eines Raumes sammelt, schützt der Sensor das Wartungspersonal insbesondere beim Einsatz in tieferliegenden Räumen vor der Gefahr durch Ersticken.

Auch der SF6-Sensor mit einem Messbereich von 50 ppm wird in tragbaren Gasmessgeräten oder stationären SF6-Detektionsgeräten zur diskontinuierlichen oder kontinuierlichen Messung kleinster SF6-Leckagen verbaut. Aufgrund seiner hohen Empfindlichkeit und der niedrigen unteren Detektionsgrenze erkennt dieser Sensor auch minimale SF6-Leckagen zuverlässig. Er verrichtet dann seinen Dienst, wenn beispielsweise die Qualitätsmessung einen negativen Befund ergab und/oder die Gaswarnanlage aufgrund erhöhter SF6-Konzentrationen in der Raumluft angeschlagen hat. Mit einem tragbaren Gasmessgerät wird das Leck aufgespürt und umgehend repariert.

Eine weitere typische Anwendung des SF6-Sensors (50 ppm) ist das Aufspüren von SF6 im Rahmen von Umwelt-Simulationen. SF6 wird häufig als Tracer-Gas für Untersuchungen über die Ausbreitung von Brandgasen oder Gefahrstoffen in Tunneln, U-Bahnen, Gebäuden oder Schiffen eingesetzt. Dabei wird das Gas in sehr kleinen Konzentrationen freigesetzt und lässt sich anschließend mit hochsensiblen Sensoren in Echtzeit messen. Diese niedrigen Konzentrationen und Hintergrundgase stellen für gängige Messverfahren Probleme dar oder waren beispielsweise beim Einsatz optischer Verfahren bislang mit hohen Kosten verbunden. Zudem sind die Geräte häufig zu groß für eine portable Nutzung am Messort.

Die Sensoren, die sich auch für Labor­anwendungen mit hohen Anforderungen an Leistung, Selektivität und Zuverlässigkeit eignen, lassen sich auf unkomplizierte Weise in OEM-Systeme integrieren. Für die Verbindung zur Systemsteuerung verfügen sie wahlweise über Modbus-ASCII- oder RTU-Schnittstellen. Da die NDIR-Gas-Sensoren auf einer Plattform aufbauen, lassen sich anwendungsspezifische Anpassungen einfach vornehmen. Und da alle Sensoren des Anbieters über die gleiche Datenschnittstelle verfügen, lassen sie sich parallel betreiben. So können Anwender die Sensoren gegeneinander austauschen, ohne Änderungen an der Software oder der Datenschnittstelle vornehmen zu müssen.

Autor:
Volker Huelsekopf ist Geschäftsführer Vertrieb international bei Smartgas Mikrosensorik in Heilbronn.