Thermografiemessungen an elektrischen Schaltanlagen

Wer zu spät kommt, den bestraft das Leben ! (M. Gorbatschow)

Kaum ein Messverfahren gibt so schnell Aussagen zur Zustandsanalyse von elektrischen Schaltanlagen in allen Spannungsebenen. Werden diese Überprüfungen nicht rechtzeitig und turnusmäßig durchgeführt, so wird man durch diese Versäumnisse meistens im Nachhinein bestraft.

VdS - Zertifikat zur Anerkennung als Sachverständiger für Elektrothermografie

Zertifikat Nr.: ET 06008
gültig bis 21.06.2018 (VdS Schadenverhütung GmbH, Zertifizierungsstelle, 50735 Köln)

Zertifikat als pdf- Datei
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Thermovision an elektrischen Schaltanlagen, auch Thermografie / Thermographie genannt, werden von den Energieversorgungsunternehmen bereits seit sehr vielen Jahren durchgeführt. Durch regelmäßige Kontrollen mit Infrarottechniken wird erreicht, dass eine hohe Verfügbarkeit der elektrischen Anlagen und somit der Stromversorgung gewährleistet ist. Auch in sehr vielen Betrieben werden diese vorbeugenden Instandhaltungsmaßnahmen durchgeführt. Durch regelmäßigen Infrarotmessungen ergeben sich wirtschaftliche Nutzeffekte, welche die Brandschutzversicherungen zusätzlich durch eine Senkung der Versicherungsbeiträge honorieren. Um die Gefahren zu minimieren und Fehlmessungen und Fehlinterpretationen vom Messpersonal weitestgehend auszuschließen, hat die Versicherungswirtschaft darauf gedrungen, dass der VdS Schadenverhütung eine Zertifizierung von Elektrofachkräften nach DIN VDE 1000-10 und Elektroingenieuren zum "VdS anerkannten Sachverständigen für Elektrothermografie VdS 2859: 2005-01" durchführt. Diese Zertifizierungen werden seit dem Jahr 2005 vom VdS angeboten und nach einer einwöchigen Schulung und bestandener Prüfung vergeben. Seitens der Versicherungswirtschaft wird dieses Zertifikat seit einigen Jahren gefordert.

Zweck und Nutzen der Thermografie:

  • Dokumentation von Anlagenzuständen und potentiellen Risiken
  • Früherkennung von Schwachstellen und Schäden
  • Erhöhung der Anlagenverfügbarkeit und -zuverlässigkeit
  • Vermeidung von Folgeschäden
  • Reduzierung der Brand- und Unfallgefahren

Durch den VdS (Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V., Büro Schadenverhütung) wird die Prüfung von elektrischen Anlagen durch die VdS 2858 näher beschrieben.
Danach sind elektrische Anlagen vom Betreiber regelmäßig zu prüfen (wiederkehrende Prüfungen), z.B. gemäß:

  • Technischer Prüfverordnungen des jeweiligen Bundeslandes,
  • BGV A3 (Unfall- Verhütungs- Vorschrift (UVV) der Berufsgenossenschaften),
  • DIN VDE 0105, bei der der "ordnungsgemäße Zustand der elektrischen Anlage" festzustellen ist,
  • Feuerversicherungs- Klausel (Klausel 3602), die zusätzlich eine Prüfung nach den Sicherheitsvorschriften der Feuerversicherungen verlangt.

 

Die Thermografie kann die vorgenannten wiederkehrenden Prüfungen nicht ersetzen. Sie ist auch kein Ersatz für die notwendigen Sichtkontrollen, Funktionsprüfungen, Strommessungen usw., die im Rahmen der vorgenannten wiederkehrenden Prüfungen durchgeführt werden müssen. Sie stellt jedoch eine hilfreiche, ergänzende Messmethode dar und ermöglicht insbesondere Untersuchungen und Bewertungen des Anlagenzustandes, die bislang nur schwer oder mit hohem Aufwand möglich waren. Ein großer Vorteil ist, dass die Messungen bei laufendem Betrieb, also unter Spannung durchgeführt werden können. Thermografie gehört heute zum Stand der Sicherheitstechnik.

 

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Rund 35% aller Betriebsbrände entstehen durch thermische Erhitzungen von elektrischen Anlagen. Bereits nach der zweiten thermografischen Untersuchung sinkt die Ausfallquote um 80%.
Das linke Foto zeigt die Kompensation einer 0,4 kV Anlage welche ausbrannte, da an der Schraubverbindung am Leiter L1 (innerhalb des roten Kreises) der Übergangswiderstand durch eine lose Verbindung so groß wurde, dass die Verbindungsstelle zu glühen begann und somit den Schrank in Brand setzte. Zum Glück beschränkte sich der Brand in diesem Fall auf den Schrank, da er weit genug von anderen brennbaren Gegenständen entfernt stand. Nach diesem Brandfall legte man in dem betreffenden Industriebetrieb, auch auf Drängen der Versicherung fest, jährlich Infrarotaufnahmen zum vorbeugenden Brandschutz durchzuführen.


Quelle: www.feuerwehr-erfurt.de/

 

Die beiden unteren Bilder zeigen einen 110 / 10 kV Transformator. Im linken Infrarotbild (vor 20 Jahren mit einer heute veralteten Kameratechnik aufgenommen) kann man an der linken Trafodurchführung eine Temperatur von 80,9°C messen. Als erstes wurde vermutet, dass die Schraubverbindung auf der Trafodurchführung fehlerhaft war. Genauere Untersuchungen, wie die Öl - Gasanalyse ergaben, dass die Verbindung innerhalb des Trafos fehlerhaft war und ausgewechselt werden musste.
Die größte, von uns gemessene Temperatur an 110kV Anlagen, betrug bisher 530°C bei einer Belastung von nur 27%. Die Hochrechnung ergab, dass bei Nennbelastung (Engpassstrom) die davon betroffene Schraubverbindung der 110kV - Leitung eine Temperatur von ca. 3.000°C aufweisen würde. Diese hohe Temperatur würde allerdings nie erreicht werden, da das Aluminium bereits bei ca. 660°C schmilzt und damit die Stromversorgung unterbricht. Die Kosten, besonders durch den Stromausfall, können wenn viele Industriebetriebe davon betroffen sind, für die Energieversorgungsunternehmen sehr hoch werden.

 

 

 

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Leiter

 

:

L1

L2

L3

 

Nennlast

(A)

:

1.375

1.375

1.375

 

Belastung während der Messung

(A)

:

920

920

920

 

Belastung in Prozent

(%)

:

67

67

67

 

maximale Objekttemperatur

(°C)

:

43

43

81

 

gemessene Übertemperatur

(D T in K)

:

-

-

38

 

Temperatur bei Nennlast

(°C) ca.

:

-

-

160

 

Fehlergruppe

(1 - 4)

:

-

-

3

 

 

In Auswertung des oberen Infrarotbildes von der Trafodurchführung gibt die Tabelle einen Überblick über die Belastung der einzelnen Leiter während der Messung. Bei einer Belastung von 67% der Nennlast betrug die Temperatur am Oberteil der Kerze 81°C. Wenn man diese Temperatur auf Nennlast (Engpassstrom) hochrechnet, würde sich eine Temperatur von ca. +160°C im oberen Teil der Trafodurchführung  ergeben. An der direkten Fehlerstelle natürlich noch bedeutend höher.
Generell sind solche Fehler, die nicht direkt einsehbar sind, sehr schwer abzuschätzen. Aufgrund der reinen Übertemperatur erfolgt eine Fehlergruppeneinteilung in die Fehlergruppe 3, obwohl die Einteilung in die Gruppe 4 richtiger gewesen wäre.
Nach dem Öffnen des Transformators war der große Schaden entsprechend des nebenstehenden Fotos zu erkennen. Es ist sehr gut zu erkennen, dass das erste Dehnungsband schon weggebrannt ist und von einer Schraubverbindung kaum noch gesprochen werden kann. Lange hätte es nicht mehr gedauert, und das Dehnungsband zur Durchführung im inneren des Transformators wäre durch die hohen Temperaturen völlig durchgebrannt. In diesem Fall wäre die Stromversorgung eines größeren Stadtteils unterbrochen worden. Die Reparaturkosten belief sich auf 85.000,- EUR. Bei einem unerwarteten längeren Stromausfall wären die Kosten noch viel höher geworden.

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Erwärmung einer Fehlerstelle innerhalb eines Jahres um mehr als das Doppelte

Da die untere Fehlerstelle aus betrieblichen Gründen nicht gleich beseitigt werden konnte, wurde ein Jahr später nach erneuter turnusmäßiger Kontrolle der gesamten elektrischen Anlage die Fehlerstelle natürlich erneut lokalisiert. Nach einem Jahr ist die Temperatur bei gleichbleibender Belastung auf über das Doppelte angestiegen. Auch diese beiden Infrarotbilder sind älteren Datums und in ihrer Auflösung nicht mit den jetzigen Infrarotbildern zu vergleichen.
In der darunter liegenden Tabelle ist die Hochrechnung auf Nennlast für diesen thermischen Fehler ersichtlich. Die beiden unteren Infrarotbilder entstanden schon vor 20 Jahren mit einer heute nicht mehr zeitgemäßen Technik. Es sind jedoch interessante Beispiele, welche nur selten zu bekommen sind. Vor 20 Jahren war dies jedoch "Stand der Technik".

 

maximale Temperatur 68°C am 22.03.1996

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maximale Temperatur 136°C am 26.02.1997

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Leiter

 

:

L1

L2

L3

Nennlast

(A)

:

1.000

1.000

1.000

Belastung während der Messung

(A)

:

500

500

500

Belastung in Prozent

(%)

:

50

50

50

maximale Objekttemperatur

(°C)

:

136

35

35

gemessene Übertemperatur

(D T in K)

:

101

-

-

Temperatur bei Nennlast

(°C) ca.

:

400

-

-

Fehlergruppe

(1 - 4)

:

4

-

-

 

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Originalfoto der im Infrarotbild dargestellten Schwachstelle aus dem Jahre 1997. An dem Aluminium und dem Kupfer oder auch an den Schrauben ist keine Erwärmung oder Verfärbung zu erkennen.

Kupfer und Aluminium direkt miteinander verbinden sollte man vermeiden, da durch das so entstehende galvanische Element (liegen in der Spannungsreihe im Periondensystem sehr weit auseinander) stets mit Problemen zu rechnen ist. Wenn dann auch noch Feuchtigkeit erwartet wird, sind Probleme vorprogrammiert. Wenn eine derartige Verbindung nicht zu umgehen ist, so können sogenannten AlCu- Scheiben eingesetzt werden. Diese besitzen auf der einen Seite eine Kupfer- und auf der anderen Seite eine Aluminium- Fläche.

Oft sind es nur Kleinigkeiten, welche Maschinenausfälle oder im schlimmsten Fall Brände verursachen. Das untere Foto mit dem dazugehörigen Infrarotbild zeigen lose Kabel an einem 0,4kV Hauptschalter. Mit dem Auge ist noch keine Verfärbung der Isolierung wahrzunehmen. Ein Zeichen dafür, dass die Fehlerstelle noch nicht lange vorhanden ist. Oft sind es lose Klemmstellen, welche den Übergangswiderstand ansteigen lassen und es somit zu der Erwärmung kommt. Ein Nachziehen der Verbindungsstellen behebt, bei diesem meist Kupferkabel und den geringen Temperaturen, den Fehler im Regelfall. Ist die Temperatur höher, so müssen die Anschlusskabel nachgesetzt oder ausgetauscht werden. Auch ein Austausch, wie in diesem Beispiel der Schalter kann sich dann erforderlich machen.

 

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Am unteren Schraubsicherungselement der Lichtverteilung ist bei einer Umgebungstemperatur von nur 13°C eine Temperatur von fast 400°C zu messen. Äußerlich ist die hohe Temperatur der Sicherung nicht zu erkennen. Womöglich war die Schraubsicherung nicht fest genug angezogen. Diese Schraubsicherungen neigen sehr schnell dazu heiß zu werden, wenn der Kontaktdruck nicht hoch genug ist. Manchmal ist auch der Kabelanschluss am Sicherungsfuß für die Erwärmung verantwortlich. Ein Austausch des gesamten Sicherungselementes mit der Halterung ist hier notwendig. Auch der Kabelanschluss ist zu kontrollieren und ggf. das Kabel auszutauschen oder nachzusetzen.

 

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An dieser 0,4kV NH- Sicherung (Leiter L2) wurden an der oberen Kontaktzunge 403°C gemessen. Ein unzureichender Federkontakt wird hier die Ursache für diese starke Erwärmung gewesen sein. Im Originalbild ist bereits eine starke Verfärbung der Kontakte zu erkennen. Der Kunststoffschutzschlauch über der Sicherung fängt bereits an sich aufzulösen. Hier muss unverzüglich gehandelt werden, um einem Brand vorzubeugen und Produktionsausfall entgegenzuwirken. Ein Austausch von Sicherungshalter, Sicherung und auch dem Zuleitungskabel ist notwendig.

 

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An diesem BD - System ist die Schienenverbindung unter der Verkleidung nicht in Ordnung. 48,2°C ist zwar noch nicht sehr warm, eine Schwachstelle liegt jedoch eindeutig vor. Da eine Erwärmung mit Sicherheit auf die Dauer immer größer wird (siehe die Erwärmung einer Fehlerstelle innerhalb eines Jahres um das Doppelte - auf dieser Seite) besteht auch hier Handlungsbedarf.

 

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Die Zuleitung zu einem Kompressor ist am Abgang dieses Leistungsschalters (Leiter L2) mit 423°C so heiß, dass ein Brand nicht mehr lange zu vermeiden gewesen wäre. Der Abgang war erst vor einem Jahr in Betrieb genommen worden. Ein entstandener Grat beim Aufbohren des Kabelschuhes wurde bei diesem Beispiel nicht entfernt. Ein gleichmäßiges, flächenhaftes Aufeinanderliegen der Kontaktflächen wurde somit verhindert. Die so entstandene Querschnittsschwächung hat die starke Erwärmung hervorgerufen. Eine fast 100 %ige Einschaltdauer bei einer gleichbleibenden Belastung von ca. 210A hat die Schraube der eigentlichen Verbindung zum Glühen gebracht. Dieser Schraubenkopf ist nicht direkt einsehbar, da er an der abgewandten Seite des Kabelschuhes liegt. Der glühende Schraubenkopf spiegelte sich allerdings schon, bereits mit dem bloßen Auge sichtbar, im verzinkten Blech des Schaltschrankes wieder. Durch die hohe Temperatur am Anschluss des Leistungsschalters ist hier anzuraten den gesamten Leistungsschalter auszutauschen..

 

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An diesem 110kV Leistungsschalter ist im Bereich der oberen Löschkammer im Inneren ein fehlerhafter Bereich zu erkennen.
Bei der Graudarstellung könnte man meinen, dass es sich um ein Foto und nicht um ein Infrarotbild handelt. Solche fotorealistische radiometrische Infrarotbilder mit allen Temperaturinformationen sind nur mit hochauflösenden Infrarotsystemen möglich und mit LowCoast- Geräten undenkbar.

 

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Die Feder für den Anpressdruck der Einfahrkontakte dieses 110kV pantographen Sammelschienentrenners ist gebrochen. An der Einschlagseite, direkt am Kontakt werden Temperaturen von 235°C gemessen. Auf der Rückseite sind es sogar 336°C. Hier ist schon die verbrannte Farbe zu erkennen. Bei einer Belastung von 67% der Nennlast ergibt sich bei Hochrechnung eine Temperatur von ungefähr 700°C. Dieser Trenner wurde sofort außer Betrieb genommen und Teile ausgetauscht...

 

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Bei diesem 380kV Überspannungsableiter liegt nur die Spannung an. Einen Stromfluß gibt es hier im Regelfall nicht. Trotzdem kommt es am Leiter L3 zu einer Erwärmung des Kopfes. Die vergrößerte Darstellung mit dem 7° Infrarot- Teleobjektiv bestätigt diese Erwärmung nochmals. Obwohl die Temperaturerhöhung nur 4°C beträgt, wird diese mit geeigneter Infrarottechnik sicher lokalisiert. Mit billigen Infrarotkameras sind derartige Fehlerstellen nicht zu finden.

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Im unteren Infrarotbild ist ein Flachanschluss an einer 380kV Leistungsschalterverbindung dargestellt. Durch die große Entfernung wäre diese detaillierte Aufnahme ohne Teleobjektiv nicht möglich und eine genaue Zuordnung der Schwachstelle könnte nicht erfolgen. Die thermische Schwachstelle besaß, zum Zeitpunkt der Messung, eine Temperatur von 230°C bei nur 14% der Nennlast. Rechnet man diese Temperatur auf den Grenzstrom hoch, so ergäbe sich eine theoretische Temperatur von ungefähr 2.600°C. Diese hohe Temperatur würde jedoch nie erreicht, da das Aluminium des Flachanschlusses bereits bei ca. 600°C (Schmelzpunkt hängt von der Legierung ab) schmelzen würde. Auch hier wäre es durch den Einsatz ungeeigneter Messtechnik zu Fehlmessungen gekommen. Mit einer Kamera, welche keine hohen Temperaturen erfassen kann, könnte die Temperatur gar nicht erst gemessen werden und ohne geeignetes Teleobjektiv oder nur mit einem kleinen Bildschirm bei starker Sonneneinstrahlung (wie bei den preisgünstig angebotenen Infrarotkameras) hätte man den Fehler auch nicht erkannt. Das hätte in der Folge zu schwerwiegenden Schäden und großflächigen Stromausfällen führen können. Bei allen Messungen in den Umspannwerken, aber auch in Industriebetrieben, lastet eine sehr hohe Verantwortung auf dem Messingenieur und das beauftragende Energieversorgungsunternehmen oder die technischen Leiter in den Industriebetrieben müssen sich stets voll auf die Messungen verlassen können. Aus diesem Grund ist eine, dem Verwendungszweck angemessene Kameratechnik genau so wichtig, wie eine ausreichende Qualifizierung und Zertifizierung der mit den Messaufgaben beauftragten Messingenieure. Der Prüfingenieur zur Überprüfung von Elektroanlagen sollte Berufserfahrungen aufweisen und muss eine Elektrofachkraft nach DIN VDE 0105-100 sein. Er sollte die Zertifizierung zur Untersuchung von Elektroanlagen Stufe 2 nach DIN EN 473 besitzen, da nur diese zum selbstständigen Arbeiten ohne Anleitung berechtigt. Weiterhin ist ein Nachweis zum VdS anerkannten Sachverständigen für Elektrothermografie zur Untersuchung elektrischer Anlagen anzustreben und wird von Versicherungen gefordert. Nur diese Voraussetzungen führen zu einer hohen Fachkompetenz bei der Messung und Beurteilung thermischer Erwärmungen, welche oft auch bauteilbedingt und normal sind.
Ein Öffnung der Kontaktstelle mit anschließendem Säubern und Fetten der Kontaktflächen und einem erneute Verschrauben mittels Drehmomentschlüssel beseitigt die Schwachstelle in der Regel. Ein reines Nachziehen der Schrauben bringt, bei diesen Flachanschlüssen, in den seltensten Fällen den Erfolg. Hier ist weiter zu untersuchen, ob die hohen Temperaturen nicht schon Schäden an den Teilen hervorgerufen haben.

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Durch einen ungenügenden Kontaktdruck an diesem 380kV Scherentrenner kam es bei dem unteren Beispiel zu einer Erwärmung von über 104°C. Durch den großen Messabstand von 380kV Anlagen ist auch hier eine detaillierte Aufnahmen nur mit einem 7° Infrarot- Teleobjektiv möglich. Die Ursache für die Erwärmung kann neben dem ungenügenden Kontaktdruck auch die Oberflächenbeschaffenheit der Kontaktstellen sein. Einbrennstellen oder Oxidschichten können den Übergangswiderstand so stark erhöhen, dass es zu einer solchen Erwärmung der Bauteile kommt. Durch die Messung in die Atmosphäre kommt es in diesem Infrarotbild zu der tiefen Temperatur von über -60°C (wolkenloser Himmel).

 

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Wie schon erwähnt, ist es zur Überprüfung von Hochspannungsanlagen zwingend erforderlich, hochwertige Infrarottechnik mit Teleobjektiven einzusetzen. Dies erklärt sich aus der geometrischen Auflösung (IFOV - Instantaneous Field Of View) einer jeden IR- Kamera. Bei einer Messentfernung von 10 m beträgt diese geometrische Auflösung, z.B. der ThermaCAM PM 695 mit einem 24° Objektiv 13 mm. Es ist also nur möglich einen Fehler in 10 m Entfernung exakt in seiner Temperatur zu messen, welcher eine Ausdehnung von 13 mm nicht unterschreitet. Setzt man jetzt ein 7° Teleobjektiv ein, so verbessert sich diese geometrische Auflösung auf 3,8 mm. Man kann mit einem Teleobjektiv also bedeutend kleinere Fehlerstellen lokalisieren und in ihrer Temperatur exakt bestimmen. Die Unterschiede der verschiedenen Objektive kann man an den beiden unteren älteren Infrarotbildern 026 und 033 erkennen.

Auch die beiden unteren Infrarotbilder sollen nochmals die Notwendigkeit eines Teleobjektives verdeutlichen. Hier handelt es sich um eine 110kV T- Klemme in ca. 8m Höhe. Mit dem 7° Teleobjektiv ist sehr genau erkennbar, welche Schraubverbindung, bzw. Federblech an der Klemme fehlerhaft ist. Das weitere Infrarotbild wurde mit einem 24° Normalobjektiv gespeichert. Hier ist nur zu sehen, dass die T- Klemme fehlerbehaftet ist. Woran die Ursache für die Erwärmung liegt, ist auf Grund der großen Messentfernung nicht möglich.

Da Teleobjektive sehr preisintensiv sind, haben nur wenige gleichgelagerte Büros diese Objektive zur Verfügung. Gerade bei 110kV, 220kV und 380kV Anlagen sind die Betrachtungsabstände sehr groß und Teleobjektive sind nach unseren Erfahrungen

 

Die linke untere Infrarotaufnahme einer 110kV T- Klemme wurde mit einem 24° Normalobjektiv aufgenommen. Hier werden 36°C gemessen.

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Die rechte Infrarotaufnahme der selben T- Klemme  wurde mit einem 7° Teleobjektiv gespeichert. Das IR- Bild zeigt eine Temperatur von 61,4°C.

Werden ungeeignete Objektive verwendet, so kann es zu gravierenden Fehlmessungen kommen, wie die beiden unteren Infrarotbilder belegen. An dieser 110kV T- Klemme einer Überspannungsverbindung ist mit einem Teleobjektiv eine von ihren Ausmaßen sehr kleine aber prägnante Übertemperatur von 320°C zu messen. Mit einem Normalobjektiv ist diese Fehlerstelle entsprechend des linken Infrarotbildes auch zu erkennen. Die Temperatur wird durch die große Messentfernung und die geringen Ausmaße des Übertemperaturbereiches um 124°C zu niedrig angezeigt. Der Grund dafür ist in der eingangs erwähnten geometrischen Auflösung (IFOV) der Infrarotkameras zu suchen. Man kann also nicht kleine Objekte in großen Entfernungen mit ungeeigneten Objektiven messen wollen. Weitere solcher Beispiele finden Sie in dem Zeitungsartikel "Hochspannungsanlagen durch Infrarot- Thermografie optimal untersuchen" (430 KB).

 

Infrarotaufnahme einer T- Klemme von einer Überspannungsverbindung mit einem Normalobjektiv. Die größte gemessene Temperatur wir mit +196°C gemessen.

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Infrarotaufnahme einer T- Klemme mit einem Teleobjektiv. Die größte gemessene Temperatur wir mit +320°C gemessen, obwohl die beiden dargestellten IR- Bilder die gleiche  Klemme zeigen.

 

 

 

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Um eine Einteilung der Fehlerstellen zu ermöglichen wurde zur besseren Quantifizierung eine Fehlergruppeneinteilung entwickelt.
Die Übertemperaturen Delta (D) T werden somit in nachfolgende 4 Fehlergruppen unterteilt:

 

 

Fehlergruppeneinteilung bei gemessener Übertemperatur  DT in  K

 

Temperatureinteilung

0 K <  DT  < 10 K

10 K <  DT  < 35 K

35 K <  DT  < 70 K

DT  >  70 K

Fehlergruppe

Fehlergruppe 1

 

Fehlergruppe 2

Fehlergruppe 3

Fehlergruppe 4

Maßnahmen

keine Maßnahmen, Nachbesserung innerhalb eines Jahres

Überprüfung der Ursachen einschließlich Beseitigung bei der nächsten Wartung

Überprüfung der Ursachen einschließlich Beseitigung bei einer Abschaltung, mindestens < 1 Monat

kurzfristige Außerbetriebnahme, Überprüfung der Ursache einschließlich Beseitigung, keine hohen Belastungen

Unter dem Gesichtspunkt der notwendigen Inspektion von Elektroenergieanlagen und des Brandschutzes sowie der Sicherheit und der Versorgungszuverlässigkeit sind thermografische Messungen von unbestreitbarem Nutzen. Es werden dadurch Zustände sichtbar gemacht, die für das menschliche Auge unsichtbar bleiben würden. Durch die Lokalisierung von Fehlerstellen können rechtzeitig punktgenaue Instandsetzungsmaßnahmen eingeleitet und somit Folgeschäden vermieden werden und die Ausfallquote sinkt erheblich. Darüber hinaus ergeben sich wirtschaftliche Nutzeffekte, die von den Brandschutzversicherungen auch noch honoriert werden. Ob in der Energieerzeugung, - weiterleitung oder - verteilung führen turnusmäßige IR- Messungen zu nachweisbar höherer Sicherheit und nahezu uneingeschränkter Verfügbarkeit beim Betreiben von elektrischen Anlagen.

Größtenteils treten die Erwärmungen durch eine Erhöhung der Übergangswiderstände innerhalb der Verbindungen auf. Werden beim Verbinden zweier Strombahnen die Leiter mit einer Kraft aufeinander gedrückt, so ergeben sich aufgrund der Rauheiten auf den Verbindungsflächen nur mikroskopisch kleine, die Kraft übertragende Mikrokontakte, über die der Strom von einem Leiter zum anderen übertragen werden kann. Dabei ergeben sich scheinbare (sichtbar), mechanisch tragende und wahre Kontaktflächen (nicht sichtbar). Nur über die wahren/metallischen und über die quasimetallischen Kontaktflächen, auf denen sich Fremdschichten mit einer Dicke <2,5nm gebildet haben können, fließt der Strom über die Kontaktflächen. Diese Fremdschichten müssen vor der Verbindung der Kontakte aufgebrochen werden um den Gütefaktor zu erhöhen. Mittels Drahtbürste und ca. 20-30 Bürstenstrichen sollten beide Kontaktflächen bearbeitet werden. Ohne dann die Kontaktflächen mit den Fingern zu berühren (evtl. Schweiß und somit wieder Oxidation), sollten sie zur Verhinderung der Wassereindringung in die Kontaktfläche mit einem säurefreien Fett bestrichen und zusammengefügt werden. Sind also thermische Fehler an z.B. Fachanschlüssen vorhanden, so bingt ein Nachziehen der Schraubverbindung in den überwiegenden Fällen keine Verkleinerung des Übergangswiderstandes.
Der Gütefaktor ku gibt das Verhältnis des Verbindungswiderstandes Rv zum Widerstand RL des homogenen Leiters gleicher Länge lü (Überlappungslänge) an. Er ist ein Maß dafür, wie viel mal mehr Verlustleistung in der Verbindung gegenüber dem Leiter erzeugt wird. Bei neu montierten Verbindungen sollte der Gütefaktor ungefähr 1 betragen. Für Verbindungen, die eine Lebensdauer von mehr als 30 Jahren haben sollen, muss der Gütefaktor ku < 1,5 sein.

Die pdf- Datei eines Zeitungsartikels zum Einsatz der Infrarotmessungen in Nieder- und Mittelspannungsanlagen, wie er in einigen Fachzeitungen wie "building & automation" Heft 5/2003 - VDE Verlag, "Krankenhaus Technik + Management" Heft 10/2003 - pn verlag, "Elektropraktiker" Heft 11/2003 - Verlag Technik Berlin, "eb Elektrische Bahnen" Heft 1-2/2004 - Oldenbourg Industrieverlag, "de - Der Elektro- und Gebäudetechniker" Heft 6+7/2007 - Hüthig & Pflaum Verlag oder "instandhaltung" Heft 2+3/2007 - verlag moderne industrie GmbH erschienen sind, können Sie sich hier als pdf- Datei herunterladen: "Nieder- und Mittelspannungsanlagen durch Infrarot- Thermografie richtig untersuchen" (481 KB).

Eine weitere pdf- Datei eines Artikels für die Zeitschrift "netzpraxis" Heft 12/2006 und Heft 1/2007 - VWEW Energieverlag zum Thema "Hochspannungsanlagen durch Infrarot- Thermografie optimal untersuchen" (430 KB) können Sie sich ebenfalls herunterladen.

Die Zeitschrift "Elektropraktiker veröffentlichte im März 2010 einen weiteren Artikel zu Thema Thermografie. Hier geht es in erster Linie um Normen, Fehlergruppeneinteilungen und notwendige Qualifikationen "ep Thermografie 03 2010.pdf" (930 KB) oder direkt zur Seite der Zeitschrift www.e-pages.dk\dms\152\56.

Durch die z.T. billig gewordene Kameratechniken und massiver Werbekampagnen der Herstellerfirmen wird seitens der Betriebe oder Energieversorgungsunternehmen immer öfters überlegt, ob eine eigene Kameratechnik nicht eine wirtschaftlichere Lösung darstellt, als externe Dienstleister heranzuziehen. Bei diesen Überlegungen geht man jedoch meist nur von der billigen Kameratechnik aus, von der man aus Unwissenheit glaubt, damit selbst Untersuchungen durchführen zu können. Was nicht bedacht wird ist, dass eine Kameratechnik für komplexe Untersuchungen nicht mit billigen Geräten vorgenommen werden kann. Hochspannungsanlagen mit diesen Geräten untersuchen zu wollen ist unmöglich. Will man z.B. Elektroanlagen fachgerecht, entsprechend den Forderungen der Versicherungswirtschaft untersuchen, so finden Sie im Nachfolgenden eine Kostenaufstellung: Messungen mit eigener Kameratechnik.pdf (511 KB).

Freileitungsbefliegung:

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Freileitungen im 110, 220 oder 380kV Bereich werden turnusmäßig einer Sichtkontrolle unterzogen. Wegen der großen Leitungslängen von oft mehreren hundert Kilometern werden diese von den Energieversorgungsunternehmen meist abgeflogen. Neben der Sichtkontrolle werden ebenfalls Infrarotmessungen durchgeführt. Lose und defekte Verbindungen an den Seilen können somit rechtzeitig lokalisiert werden.
Im oberen Bild ist die Infrarotkamera mit Sichtbildkamera zu sehen. Infrarot- und Sichtbild werden über je einen DVD Recorder kontinuierlich gespeichert. 2 Monitore dienen zur Kontrolle der Bilder.

 

Mit einem neuen 4- Achsen stabilisierten Kreiselsystem wird die Inspektion der Freileitungen noch effektiver. Eine hochauflösende Infrarotkamera (640x480 Pixel) und eine hochauflösende Kamera im sichtbaren Bereich speichern kontinuierlich die Infrarot- und die Sichtbilder auf Festplatte. Die GPS- Daten werden ebenfalls mit aufgezeichnet, wodurch die später einlesbaren Daten in ein Kartensystem ein genaues Bild der geflogenen Strecke wiedergeben. Die Bedienung erfolgt mittels Tastatur und Joystick aus dem Helikopter. Sichtbild mit Uhrzeit und GPS- Koordinaten und das Infrarotbild werden bei den Befliegungen der Freileitungen kontinuierlich auf Festplatte gespeichert. Die spätere Auswertung erlaubt dann eine parallele Abspielung beider Bilder im Rechner mit spezieller Software. Die unteren beiden Bilder zeigen ein Sichtbild mit dem Infrarotbild von einer 220kV Freileitung..

 

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Informationen zu Luftbildern finden Sie auch auf unserer Seite Luftbildaufnahmen vom Boden und aus der Luft.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


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