Modellbasierte Bestimmung der SF6-Verlustrate in Gasisolierten Schaltanlagen

Die Norm 62271-203 der IEC (International Electrotechnical Commission) erlaubt eine maximale SF6 -Leckrate in Gasisolierten Hochspannungsanlagen von 0.5% pro Jahr. Daraus ergibt sich die Notwendigkeit, solch kleine Leckraten messen zu können oder gar permanent zu überwachen. Deren Erfassung ist bis heute nicht zufriedenstellend gelöst. Problematisch sind einerseits natürliche, thermisch bedingte Fluktuationen in Druck- und lokalen Dichtewerten und andererseits die hohen Ansprüche an die Messgenauigkeit und Langzeitstabilität der einzusetzenden Sensoren. Die erwähnten Fluktuationen ergeben sich aus einem inhomogenen, instationären Temperaturfeld im Gasraum, welches seine Ursachen in der Erwärmung gewisser Komponenten durch ohmsche Verluste sowie in zeitlich veränderlichen Umgebungsbedingungen wie Aussentemperatur und Sonneneinstrahlung hat. Diese Fluktuationen können den Wert der durch die IEC maximal zugelassenen Leckrate ohne weiteres um das Zehnfache überschreiten. Damit können Lecks über längere Zeit verborgen bleiben. Bisher wurde der Fluktuation des Messsignals damit begegnet, dass dieses nachträglich geglättet wurde, beispielsweise durch Bildung des gleitenden Mittelwertes. Damit besteht die Möglichkeit, die tageszeitlichen Schwankungen zu dämpfen. Jahreszeitliche Schwankungen lassen sich damit kaum reduzieren. Unter der Annahme, dass die Fluktuationen deterministischer Natur sind, wurde davon ausgegangen, dass diese berechenbar sind. Dazu wurde im Rahmen dieser Arbeit eine Untersuchung jener Phänomene notwendig, welche die Fluktuationen verursachen. Numerische Strömungssimulationen (CFD, Computational Fluid Dynamics) und die experimentelle Messung des Strömungsfeldes erlaubten die Quantifizierung der instationären Konvektionsströmung im kreiszylindrischen Ringspalt, wie sie beispielsweise näherungsweise bei Gasisolierten Leitungen (GIL) und Sammelschienen Gasisolierter Schaltanlagen (GIS) auftritt. Es zeigte sich, dass der stark erwärmte Innenzylinder - also beispielsweise das Leiterrohr - eine ausgeprägte Konvektionsströmung von bis zu 7 cm/s oberhalb des Innenzylinders verursacht. Diese Strömung führt aber nur partiell zur Vermischung von warmen und kalten Gaszonen. Insbesondere unterhalb des Innenzylinders bildet sich eine Zone relativ kühlen und damit dichten Gases. Würde an dieser Stelle ein Dichtesensor eingesetzt, wäre mit verhältnismässig grossen Fluktuationen zu rechnen. Um die zeitlichen Verläufe des Gasdrucks und der Gasdichte an verschiedenen Positionen messen zu können, wurde im Labor ein Versuchsstand mit einem GIS-Sammelschienensegment aufgebaut. Es konnten verschiedene Strom-Lastkurven, kombiniert mit Sonneneinstrahlung, vorgegeben werden. Dabei hat sich gezeigt, dass die Druckfluktuationen ungefähr dreimal grösser als die höchsten Dichtefluktuationen sind (11% gegenüber 4%). Die uniforme Druckverteilung führt dazu, dass die Druckfluktuationen überall im Gasraum den gleichen Wert aufweisen. Die inhomogene Dichteverteilung führt hingegen positionsabhängig zu signifikanten Unterschieden der Dichte in Form und Amplitude der Fluktuationen. Maximale Dichtefluktuationen ergeben sich an der tiefsten Stelle im Gasraum, minimale Dichtefluktuationen auf mittlerer Höhe. Wie am Versuchsstand gezeigt werden konnte, gilt dies auch für vertikale Elemente, wie sie in GIS und SF6 -Durchführungen vorkommen. Als mögliche Filtermethode zur Reduktion der Fluktuationen wird ein modellbasierter Ansatz vorgeschlagen. Dabei wird der Messwert permanent mit einem simulierten Wert verglichen. Die Abweichung entspricht dann den Gasverlusten durch eine Leckage. Um die Komplexität und damit den Rechenaufwand dieses Modelles niedrig zu halten, empfiehlt sich der Gasdruck als Messgrösse. Anders als die Gasdichte ist dieser homogen verteilt. Auf dieseWeise ist es realistisch,