- Okres wieku dziecięcego, w którym awarie są wynikiem błędów produkcyjnych, montażowych bądź spowodowane uszkodzeniem podczas transportu urządzenia do miejsca eksploatacji.
- Okres normalnej eksploatacji, w którym liczba awarii w przybliżeniu zachowuje wartość stałą, natomiast ich powodem są zjawiska losowe np.: wyładowanie atmosferyczne.
- Okres uszkodzeń kumulacyjnych następuje w momencie zużycia urządzenia, kiedy to ilość awarii narasta wykładniczo.
Znacząca większość urządzeń eksploatowanych w polskiej elektroenergetyce ze względu na swój wiek wchodzi w trzeci okres cyklu życia. Poprzez zastosowanie diagnostyki technicznej możliwe jest wykrycie momentu, w którym urządzenie przechodzi z okresu normalnej eksploatacji do okresu uszkodzeń starczych, a poprzez podjęcie działań serwisowych możliwe jest wydłużenie drugiego okresu cyklu życia.
Jednym z narzędzi pozwalających na diagnostykę urządzeń bez wyłączania ich z czynnego użytkowania jest termografia. W niniejszym artykule przedstawione zostaną doświadczenia zdobyte podczas przeprowadzania badań termowizyjnych aparatów elektrycznych zainstalowanych na GPZ 110/6kV. W pomiarach wykorzystano kamerę termowizyjną Fluke Ti105. Inspekcja termowizyjna przeprowadzona została zarówno po części rozdzielnicy napowietrznej po stronie WN jak i wnętrzowej w izolacji powietrznej SN i nN. Rozpoczynając pomiary należy pamiętać o ustawieniu właściwego dla danego materiału współczynnika odbicia, temperatury zewnętrznej oraz prędkości wiatru. Współczynnik odbicia może zostać dobrany z tabeli, która znajduje się w menu kamery termowizyjnej. Na rysunku 1 przedstawiono obraz termograficzny odłącznika obrotowego napowietrznego.
Rysunek 1
Zgodnie z przewidywaniami najwyższą temperaturę uzyskują styki odłącznika, bowiem na nich, na skutek rezystancji przejścia, wydziela się największa ilość ciepła. W prezentowanym przykładzie wykorzystano funkcje kamery Fluke Ti105 nazwaną IR-PhotoNotes, która pozwala na podgląd zdjęcia rzeczywistego badanego obiektu wykonywane w momencie przechwytywania statycznego obrazu w podczerwieni. Po stronie rozdzielnicy WN nie stwierdzono żadnych niepokojących sygnałów. Znacznie ciekawsze przypadki występowały w rozdzielnicy wnętrzowej SN i nN.
Rysunek 2
Na rysunku 2 pokazano obraz termograficzny połączenia torów prądowych. W tym przypadku w oczy rzuca się duża ilość połączeń śrubowych, których temperatura przyjmuje znacznie większe wartości od pozostałych części. Analizując nagrzewanie torów prądowych poprzez termografię należy zwrócić uwagę na takie czynniki jak: równomierność obciążenia w poszczególnych fazach, kierunek przepływu prądu, miejsce chłodzenia szynoprzewodu oraz kolor, na jaki zostały pomalowane. Barwa farby przekłada się na współczynnik odbicia badanego obiektu, w wyniku czego na obrazie termograficznym możliwe jest odczytanie błędnej wartości temperatury. W przypadku, gdy każdy z torów prądowych obciążony jest jednakową wartością prądu nie powinno dziwić, że temperatura środkowego toru prądowego jest niższa od torów zewnętrznych. Dzieje się tak za sprawą zjawiska wypierania prądu w skutek oddziaływania pola elektromagnetycznego. Interpretując obraz z rysunku 3 można zauważyć niepokojąco wysoką temperaturę połączenia śrubowego środkowego szynoprzewodu.
Rysunek 3
Warto również zwrócić uwagę na wyraźną różnicę temperatury przekładników prądowych. Pozwala to wyciągnąć wniosek, że obciążenie w poszczególnych fazach jest niejednakowe, a prąd o najwyższym natężeniu przepływa przez środkowy tor. Tym niemniej różnica temperatur połączeń śrubowych jest na tyle duża, że warto skontrolować dociągnięcie śrub przy najbliższym wyłączeniu pola. Kolejny z interesujących przypadków został pokazany na rysunku 4.
Rysunek 4
W tym miejscu warto również zwrócić uwagę na możliwości kamer radiometrycznych, które pozwalają na odczyt wartości temperatury w dowolnym punkcie zapisanego obrazu w podczerwieni. Przy pomocy oprogramowania komputerowego możliwa jest analiza dowolnego obszaru obrazu oraz eksport wartości temperatury w postaci pliku txt bądź sporządzenie wykresu bądź histogramu rozkładu temperatury zaznaczonego obszaru. Program SmartViewer pozwala również na wybór jednej z ośmiu palet barw. Na rysunku 5 pokazano obrazy termograficzne nierównomiernie obciążonego odłącznika OW-3 dla różnych palet kolorów.
Rysunek 5
Termowizja jest niezastąpioną metodą diagnostyki różnego rodzaju izolatorów stosowanych w elektroenergetyce. Pozwala na wczesne zdiagnozowanie uszkodzonego izolatora. Na wskutek wilgoci i zabrudzeń przez izolator przepływa prąd upływności powodując tym samym jego nagrzewanie. Wzrost temperatury prowadzić może nawet do eksplozji izolatora, a w konsekwencji do awaryjnego odstawienia pola rozdzielnicy. Przykładowa inspekcja termograficzna izolatorów przepustowych została pokazana na rysunku 6. Wyraźnie widać, że temperatura jednego z izolatorów odbiega od pozostałych (wartość prądu w poszczególnych torach prądowych była w przybliżeniu jednakowa). W niniejszym badaniu wykorzystano funkcję IR-Fusion pozwalającą na nałożenie obrazu podczerwonego na obszar rzeczywisty.
Rysunek 6
Na rysunku 7 przedstawiono obraz termograficzny słupowej stacji transformatorowej SN/nN. Znacznie cieplejsza jest górna część kadzi transformatora ze względu na konwekcję oleju, którym chłodzone są uzwojenia.
Rysunek 7
Termowizja jest jedną z wielu metod diagnostycznych wykorzystywanych w elektroenergetyce. Chcąc określić dokładny stan urządzeń i aparatów należy wykonać dodatkowe badania np.: dla transformatorów badania oleju lub badanie funkcji przenoszenia FRA. W przypadku wyłączników termografia nie pozwoli na dokładną diagnostykę aparatu. W tym wypadku należy przeprowadzić pomiar dynamiki styków. Badania termowizyjne są jednak niezastąpione dla inspekcji połączeń śrubowych, które w dużej mierze decydują o prawidłowej eksploatacji urządzeń elektroenergetycznych.
Kontakt:
mgr inż. Karol Bielecki
tel. +48 888 151 543
e-mail: k.bielecki@o2.pl
