Rys.1. Skaner termowizyjny
Kamery termowizyjne budowlane – wykorzystanie
Ludzkie oko może zauważyć gorący przedmiot od określonej temperatury, w zależności od materiału przedmiotu. Wraz ze wzrostem temperatury widmo promieniowania ciała doskonale czarnego przesuwa się w kierunku krótszych fal, zgodnie z prawem Wiena:
λmax=b/T
gdzie λmax jest maksimum obserwowalnego widma, T jego temperaturą, a b jest stałą Wiena. Oznacza to, że materiał, którego temperatura jest różna od zera absolutnego, zawsze emituje promieniowanie cieplne, które wraz ze wzrostem temperatury przechodzi z promieniowania podczerwonego na widzialne. Obrazy termiczne powierzchni obiektu o stosunkowo niskiej temperaturze są możliwe tylko dzięki termowizji w podczerwieni.
Pierwsze wykorzystanie kamer termowizyjnych przez służby eksploatacyjne do sterowania infrastrukturą elektroenergetyczną na terenach podstacji pojawiło się już pod koniec lat 80. XX wieku. Anomalie temperaturowe w infrastrukturze energetycznej wynikają z takich przyczyn, jak asymetria prądu, mikropęknięcia powierzchni, problemy ze stykami, skoki i spadki napięcia oraz inne podobne problemy. Systematyczność w wykrywaniu miejsc potencjalnie niebezpiecznych dla pracy całego systemu elektroenergetycznego skutkuje zwiększeniem poziomu niezawodności i pozyskaniem wiedzy o przebiegu cyklu życia poszczególnych elementów infrastruktury elektroenergetycznej. W tym artykule czytelnik pozna nowoczesną technikę obrazowania temperatury, która pomaga wykrywać awarie zanim one wystąpią.
Badania termowizyjne
W Polsce każda spółka dystrybucyjna i przesyłowa przeprowadza okresowe badania termowizyjne elementów sieci elektroenergetycznej. Jakość zebranych informacji zależy od wielu czynników, takich jak zadanie odpowiedniego współczynnika emisyjności, różnica temperatur między obiektem a tłem, odległość od obiektu i inne. Stąd też proces wykonywania pomiarów termowizyjnych powinien być zlecany wyspecjalizowanym grupom, które mogą dostarczyć pełnych informacji wraz z odpowiednią oceną. Z opracowań technicznych i artykułów dostępnych w sieci, można wnioskować, że zależność jakości informacji, którą niesie fotogram pozyskany podczas badania termowizyjnego zależy od wielu czynników. Najważniejsze z nich to:
- Wpływ współczynnika emisyjności
Emisyjność to zdolność emitowania promieniowania podczerwonego i waha się od 0 (dla zwierciadła) do 1 (ciało doskonale czarne). Niewłaściwy dobór podczas kalibracji kamery termowizyjnej przed pomiarami może skutkować znaczną różnicą temperatur, zwykle jej niedoszacowaniem, co ma miejsce w przypadku obiektów o niższej emisyjności, takich jak miedź czy aluminium, dla których ta wartość powinna być znacznie niższa (0,1-0,4) od standardowo przyjmowanych (0,9 wg. standardu DL/T 664-2008). - Różnica temperatur między badanym obiektem a tłem
Pomiarów należy unikać w słoneczne dni, najlepsze warunki zapewnia bezwietrzna noc lub pochmurny wieczór z temperaturą powyżej 0°C, przy włączonych urządzeniach przynajmniej 6 godzin wcześniej. Nasłonecznione tło badanego obiektu wpływa na odczyt – im większa różnica temperatur, tym mniejsza niepewność badania. - Odległość od mierzonego obiektu
Wraz z odległością jakość odczytu temperatury spada. Powodem jest ograniczona powierzchnia matrycy półprzewodnikowej, która odbiera fale podczerwone. W nowoczesnych aparatach informacje z poszczególnych komórek są interpolowane na żywo i wygładzane, dzięki czemu uzyskujemy obraz o wyższej rozdzielczości, co jest efektem działania funkcji interpolacji. Toteż promieniowanie z oddalonego obiektu będzie padało na mniejszą powierzchnię matrycy a informacje o temperaturze na jego krawędziach będą średnią z temperatury obiektu oraz tła – algorytm „wygładzi” go na krawędziach. Obiekt obserwowany z bliższej odległości będzie mniej podatny na zniekształcenie informacji w tym zakresie.
Wniosek jest taki, że doświadczenie w pomiarach ręcznych jest kluczowe. Część infrastruktury elektroenergetycznej jest prekwalifikowana do dokładnych pomiarów „w locie”, ale niektóre obszary mogą być nadal pominięte z punktu widzenia konserwacji. Jednoczesne pozyskanie fotogramu i przeprowadzenie wstępnej diagnostyki jest standardem w części przedsiębiorstw, dlatego pomiary termowizyjne należy zlecić wyspecjalizowanym grupom w celu pełnego procesu wraz z raportem i zaleceniami. Aby uniknąć błędów, potrzebne jest narzędzie do zbierania pełnych informacji za pomocą technik komputerowych, a rozwiązaniem jest obrazowanie przestrzenne.
Skaning termowizyjny
Na obszarze sieci elektroenergetycznych zarówno przesyłowych, dystrybucyjnych jak również zakładowych, systematyczny termowizyjny skaning laserowy włączony w system monitorowania stanu CMS (Condition Monitoring System) pozwala na łatwą diagnostykę całej stacji za jednym razem, gdzie dane przestrzenne są zebrane w relatywnie krótkim okresie czasu przy znanym obciążeniu badanego systemu. Zebrana chmura punktów jest kolorowana, nadając każdemu punktowi wartość temperatury z fotogramu (Rys. 2). W ten sposób archiwalny model 3D służy do łatwej inspekcji stanu bieżącego oraz pozwala na porównanie stanu z poprzednich oględzin, ukazując starzenie elementów.
Rys.2. Termowizyjny obraz transformatora SN (fotogram nanoszony jest na chmurę punktów, pozwalając na diagnostykę obiektu w 3D)
Przykład: Skaning termowizyjny stacji elektroenergetycznej
Przyzakładowa stacja elektroenergetyczna (rys. 3) o powierzchni 60 x 60 m została zeskanowana z 12 pozycji w czasie ~1 godz. Obróbka pozyskanej chmury punktów zajęła ~3h. Raport z przestrzennych oględzin termowizyjnych był gotowy na następny dzień.
Dzięki oględzinom 3D (rys. 4) przestrzenne informacje można filtrować globalnie w zadanych zakresach, wskazując elementy o zadanych temperaturach – normalnych (tła), jak i różnej skali przekroczeń. Jako raport otrzymuje się chmurę punktów oraz wyszczególnienie przefiltrowanych lokalizacji z opisem, takich jak przykład na rys. 5 (fotogram pozyskano w trakcie skaningu).
Rys. 3. Skaning termowizyjny pozwala na analizę obiektów w całym spektrum, ukazując elementy o podwyższonej temperaturze.
Rys. 4. Chmura punktów transformatora w kolorze skali temperatury
Rys. 5. Na termogramie wskazano wadliwe połączenie złącza elastycznego trzpienia izolatora przepustowego transformatora z mostem szynowym strony wtórnej. Wynikiem słabego zestyku jest podwyższona temperatura, co ujawniono podczas inspekcji.
Autor: Filip Ratkowski