Wykrywanie zagrożeń w instalacjach fotowoltaicznych oraz innych urządzeniach elektrycznych za pomocą termowizji
Fot. 3. Przykład niesymetrycznego obciążenia instalacji trójfazowej. Fot. Flir
W ostatnich latach można zaobserwować znaczny wzrost liczby instalacji fotowoltaicznych przetwarzających energię promieniowania słonecznego w energię elektryczną zarówno w budynkach mieszkalnych, jak i niemieszkalnych oraz instalacjach fotowoltaicznych, a także oświetleniu terenu i zasilaniu znaków drogowych. W następnych latach coraz większe znaczenie będzie miało wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, w tym instalacji PV. Według prognoz IEO do 2025 przewiduje się budowę instalacji fotowoltaicznych, które będą produkowały nawet 14 GW energii elektrycznej. Ciekawostką jest, że według danych PSE w dniu 11.05.2021 r. o godzinie 13 w krajowym systemie elektroenergetycznym było produkowane 3411,213 MWh energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznych.
Zobacz także
Euro Pro Group Euro Pro Group na Targach ENERGETAB 2021
Euro Pro Group, firma prowadząca dystrybucję kamer diagnostycznych oraz badania diagnostyczne, będzie obecna na międzynarodowych targach energetycznych ENERGETAB, które odbędą się w dniach 14-16 września...
Euro Pro Group, firma prowadząca dystrybucję kamer diagnostycznych oraz badania diagnostyczne, będzie obecna na międzynarodowych targach energetycznych ENERGETAB, które odbędą się w dniach 14-16 września w Bielsku-Białej. Zaprezentuje tam najnowsze produkty firmy FLIR, których jest bezpośrednim importerem.
dr inż. Karol Kuczyński, mgr inż. Grzegorz Dymny Możliwości inspekcji instalacji PV za pomocą kamery termowizyjnej
Kamery termowizyjne umożliwiają zarejestrowanie promieniowania podczerwonego (ang. IR – infrared) emitowanego przez badany obiekt, a następnie zobrazowania go na wbudowanym ekranie urządzenia. Każdej barwie...
Kamery termowizyjne umożliwiają zarejestrowanie promieniowania podczerwonego (ang. IR – infrared) emitowanego przez badany obiekt, a następnie zobrazowania go na wbudowanym ekranie urządzenia. Każdej barwie zarejestrowanej na termogramie odpowiada na skali temperatur określona temperatura zarejestrowana przez kamerę termowizyjną. Kamery dysponują najczęściej 5–8 paletami barwowymi. Z reguły barwami jasnymi oznacza się powierzchnie o wysokiej temperaturze, natomiast kolorami ciemniejszymi – powierzchnie...
dr inż. Karol Kuczyński, mgr inż. Grzegorz Dymny Inspekcja instalacji elektrycznych za pomocą kamer termowizyjnych
Technika zobrazowania w podczerwieni uległa ewolucji w ciągu ostatnich kilkunastu lat. Kamery termowizyjne zmniejszyły się do kompaktowych rozmiarów i można je pomylić z kamerą wideo lub aparatem cyfrowym,...
Technika zobrazowania w podczerwieni uległa ewolucji w ciągu ostatnich kilkunastu lat. Kamery termowizyjne zmniejszyły się do kompaktowych rozmiarów i można je pomylić z kamerą wideo lub aparatem cyfrowym, jak również mogą być wbudowane w smartfon lub multimetr. Są proste w obsłudze, a jednocześnie wbudowane oprogramowanie daje możliwości nakładania obrazów termicznych na obraz w świetle widzialnym i komunikować się z innymi urządzeniami pomiarowymi dostarczając dodatkowych informacji o badanym obiekcie...
Z biegiem czasu wiele instalacji traci pierwotną sprawność na skutek starzenia się paneli, co prowadzi do spadku ilości wytwarzanej energii. Podczas eksploatacji uszkodzeniu mogą ulegać poszczególne elementy instalacji fotowoltaicznej, na które wpływ ma wiele czynników, w tym gryzonie. W konsekwencji – oprócz uszkodzenia pojedynczych ogniw, przegryzionych przewodów, nie bez znaczenia pozostaje występowanie łuków elektrycznych oraz wnikanie wody spowodowane nieprecyzyjnym montażem. Te czynniki mogą prowadzić do powstania pożaru instalacji PV. Dzięki termowizji usterki te można łatwo zlokalizować, a następnie podjąć odpowiednie działania naprawcze. Ze względu na różnorodność producentów instalacji fotowoltaicznych, które są obecnie na rynku, wiele defektów może wykazywać różny kształt i obraz termiczny.
| Streszczenie W artykule omówiono warunki wykonywania pomiarów instalacji PV za pomocą kamer termowizyjnych. Na przykładach pokazane zostały wybrane defekty i zakłócenia, które mogą być wykryte przy zastosowaniu kamery termowizyjnej. Słowa kluczowe: kamera termowizyjna, instalacja fotowoltaiczna, inspekcja instalacji elektrycznej. |
| Abstract Detection of Dangers in Photovoltaic Installations and Other Electrical Devices Using Thermal Imaging The article discusses the conditions for measurements of PV installations using a infrared camera. The examples show selected defects and noises that can be detected using a thermal imaging camera. Keywords infrared camera, photovoltaic installation, electrical installation inspection. |
|
W artykule:
|
Zagrożenia
Technika bezkontaktowego pomiaru temperatury instalacji fotowoltaicznej oraz instalacji elektrycznych umożliwia szybkie wykrywanie miejsc potencjalnych awarii oraz wad i nie wymaga wyłączenia urządzeń z eksploatacji. Zasada wykrywania wadliwych połączeń opiera się na obserwacji przyrostu temperatury w miejscu wadliwego połączenia, które objawia się w postaci wzrostu rezystancji połączenia wskutek np. niedokręcenia śruby, złego docisku, utleniania czy też innych zjawisk prowadzących do pogorszenia styku. W konsekwencji może to doprowadzić do awarii, gdyż elementy o podwyższonej temperaturze częściej ulegają uszkodzeniom z uwagi na degradację izolacji oraz mogą wywołać pożar [1, 2, 4].
W poszczególnych krajach wymagania dotyczące stopnia obciążenia instalacji podczas badania termowizyjnego znacznie się różnią. W Polsce jako minimalną wartość przyjmuje się od wielu lat 40% obciążenia znamionowego badanego toru prądowego. W praktyce dopuszcza się w kraju, podobnie jak w wielu innych krajach, przeprowadzanie inspekcji z zastosowaniem kamer termowizyjnych przy obciążeniu na poziomie 30%. Przy czym prędkość przepływu powietrza nie może przekraczać 4 m/s. Zapewnienie odpowiednio dużego obciążenia prądowego badanych elementów zwiększa dokładność pomiarów i umożliwia wiarygodną ocenę ich wyników. Praktyka wykazuje jednak, że pomiary powinno się wykonać nawet wtedy, gdy obciążenie jest niskie. Pozwala to na wykrycie wielu zagrożeń, które przy większym obciążeniu mogą doprowadzić do awarii (fot. 1.).
Wykonywanie w takich sytuacjach pomiarów uzasadnione jest również faktem, że jednoczesna obserwacja znacznego obszaru, a przy tym wysoka wyróżnialność małych różnic temperatury powoduje, że pominięcie ewidentnej wady, nawet słabo skontrastowanej jest bardzo mało prawdopodobne. Kamery termowizyjne mają rozdzielczości termiczne na poziomie poniżej 0,1°C podczas gdy istotne wady to przyrosty temperatury kilkunasto-, czy kilkudziesięciostopniowe (fot. 2.). Jedyny mankament badań przy niskim obciążeniu to mniej precyzyjna klasyfikacja wady, niż przy większych obciążeniach [1, 2, 3].
Wpływ czynników związanych miedzy innymi ze środowiskiem, uwarunkowaniami technicznymi, konstrukcją badanego obiektu oraz zastosowaną aparaturą powoduje, że prawidłowa identyfikacja wad zależy od doświadczenia osób wykonujących pomiary. Muszą one bowiem uwzględnić czynniki, związane z wiedzą o badanym elemencie, a także o warunkach i metodzie pomiaru jak również uwzględnić specyfikę zastosowanej kamery.
Termografia jest metodą porównawczą, dlatego dla właściwej oceny wady i jej lokalizacji niezbędne jest uwzględnienie również wpływu elementów sąsiednich, geometrii obiektu, symetrii budowy oraz promieniowania od innych źródeł itp.
W torach prądowych trójfazowych przyjmuje się, że obciążenie prądowe we wszystkich fazach tego samego toru jest takie samo. Wówczas obrazy cieplne elementów porównuje się z tymi samymi elementami w innych fazach. Pozwala to na uproszczenie metodyki badań i ułatwienie procesu interpretacji. W praktyce często występuje niesymetria obciążenia instalacji, co należy uwzględnić przy analizie obrazów termowizyjnych. Możemy spotkać rozwiązania kamer umożliwiających komunikację z miernikami cęgowymi lub zewnętrznymi ekranami ciekłokrystalicznymi przy zastosowaniu komunikacji Bluetooth lub Wi-Fi. Przykład niesymetrii obciążenia, stwierdzony podczas badań instalacji, przedstawiono na fotografii 3.
Głównymi zleceniodawcami termowizyjnych inspekcji instalacji elektrycznych są przede wszystkim zakłady przemysłowe oraz firmy posiadające obiekty szczególnie narażone na problemy związane z utratą zasilania. Badania przeprowadzane są tam nie tylko w celu rozpoznania stanu instalacji elektrycznej, ale także ze względu na wymogi firm ubezpieczeniowych [1, 2, 3].
Inspekcyjne ręczne kamery termowizyjne (IR) najczęściej wyposażone są w niechłodzony detektor bolometryczny FPA (ang. Focal Plane Array), rejestrujący promieniowanie w zakresie o długości fali 8÷14 μm (zakres długofalowy LW – ang. Long Wave). Detektory bolometryczne są detektorami termicznymi, w których sygnałem pomiarowym jest zmiana rezystancji elementu pomiarowego. Dla tego zakresu widma promieniowania szkło jest praktycznie nieprzezroczyste. Lepsze efekty można uzyskać przy zastosowaniu kamer IR fotonowych krótkofalowych (SW) o zakresie długości fali 2÷5 μm (ang. Short Wave), w których sygnałem pomiarowym jest zmiana przewodności elektrycznej. Wymagają one jednak chłodzenia detektora (do ok. 77 K = –196°C). Krótkofalowe kamery IR są odporne na tzw. „efekt szklarniowy”, który polega na tym, że szkło kwarcowe dobrze przepuszcza promieniowanie krótkofalowe (do ok. 4 μm), a więc mogą mierzyć temperaturę obiektu za taką przegrodą [4]. Zakresy falowe LW i SW produkowanych kamer IR wynikają z istnienia w tych przedziałach długości fal tzw. „okna atmosferyczne”, w których przepuszczalność atmosfery dla promieniowania jest największa. Pomiędzy tymi przedziałami fal tłumienie sygnału termowizyjnego jest bardzo duże.
Fot. 1. Niewielka różnica temperatur wskazuje na miejsce potencjalnej przyszłej awarii
[6]
![Zdjęcie wskazuje na uszkodzenie bezpiecznika drugiego od prawej [6]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/full/data/202111/2-3.png "Fot. 2. Zdjęcie wskazuje na uszkodzenie bezpiecznika drugiego od prawej [6]")
Fot. 2. Zdjęcie wskazuje na uszkodzenie bezpiecznika drugiego od prawej [6]
Fot. 3. Przykład niesymetrycznego obciążenia instalacji trójfazowej fot. Flir
Współczynnik emisyjności
W celu uwzględnienia wpływu rodzaju materiału, z którego wykonany jest badany obiekt, oraz stanu jego powierzchni wprowadzony został współczynnik emisyjności, który opisuje stosunek ilości energii emitowanej przez ciało do energii, która powinna być wyemitowana. Wartość współczynnika emisyjności zależy dodatkowo od: geometrii powierzchni, temperatury materiału i szybkości jej zmian, długości fali oraz czasu i kąta obserwacji. Przykładowo, beton ma współczynnik emisyjności 0,95, czyli emituje tylko 5% energii mniej niż wynika to ze wzoru Plancka. Natomiast wypolerowana powierzchnia aluminiowa ma współczynnik 0,05, co oznacza, że prawie nie emituje energii. Ogólnie emisyjność zależy od rodzaju materiału, z którego wykonana jest badana powierzchnia oraz od jej aktualnych właściwości fizykochemicznych – w szczególności stanu powierzchni badanego obiektu. Znajomość współczynnika emisyjności jest konieczna do określenia dokładnej temperatury obiektu, nie jest natomiast niezbędna do diagnostyki [5]. Należy zwrócić uwagę, że w przypadku badań diagnostycznych, np. połączeń elektrycznych, łożysk, uzwojeń silników, zależy nam na znalezieniu anomalii temperaturowych. Przykładem może być zdjęcie rozdzielnicy nn (fot. 1.), gdzie zarejestrowano wzrost temperatury połączeń przewodów umieszczonych za tablicą bakelitową. Dopiero demontaż tablicy umożliwił ocenę stanu technicznego. Okazało się, że połączenia stykowe listwy przyłączeniowej są skorodowane, co świadczy o ich nagrzewaniu w wyniku przepływu prądów roboczych przez słabo dokręcone połączenia śrubowe, których część sama odpadła przy demontażu.
Fot. 4. Przykład zaobserwowania podwyższonej temperatury za tablicą bakelitową i przyczyny zidentyfikowane przy demontażu tablicy [7]
![Instalacja fotowoltaiczna na fasadzie budynku w świetle widzialnym [7]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/full/data/202111/5-2.png "Fot. 5. Instalacja fotowoltaiczna na fasadzie budynku w świetle widzialnym [7]")
Fot. 5. Instalacja fotowoltaiczna na fasadzie budynku w świetle widzialnym [7]
Poprawne wykonanie pomiarów
Pomiary termowizyjne to skomplikowany proces, w którym kluczowymi elementami są wiedza i umiejętności operatora kamery termowizyjnej. Zakup nawet najbardziej zaawansowanej kamery termowizyjnej nie zapewni niedoświadczonemu operatorowi uzyskania wiarygodnych rezultatów. Do poprawnego wykonania pomiarów, a następnie właściwej interpretacji uzyskanych wyników niezbędna jest wiedza o właściwościach cieplnych obserwowanych materiałów.
Każdy dodatkowy obiekt będący w przestrzeni między kamerą a obserwowanym obiektem emituje pewną ilość promieniowania podczerwonego, pewną absorbuje i przepuszcza, tym samym wpływając na wielkości rejestrowane przez kamerę. Atmosfera, chmury i opady również wysyłają promieniowanie podczerwone, przez co zniekształcają wyniki pomiarów. Oszacowanie wpływu zakłóceń powodowanych przez te czynniki na uzyskane wyniki pomiarów jest bardzo trudne [3].
Z reguły większość zakłóceń występujących w środowisku można wyeliminować poprzez odpowiednią kalibrację kamery termowizyjnej i odpowiednie dobranie warunków pomiarów (np. pory dnia lub nocy, nasłonecznienia, brak opadów, mała prędkość wiatru). Zdarzają się jednak sytuacje, w których sygnały zakłócające z otoczenia nie mogą być wyeliminowane. Wówczas operator powinien dobrać odpowiedni obiektyw, zmienić kierunek obserwacji, zmniejszyć dystans do obserwowanego obiektu, usunąć zakłócające źródła ciepła lub ograniczyć ich wpływ.
Promieniowanie słoneczne może w sposób istotny zakłócać pomiary, w szczególności poprzez nagrzanie powierzchni obiektu. Wpływ słońca jest szczególnie uciążliwy dla obiektów o niskiej emisyjności.
Istotnym elementem poprawiającym możliwości i jakość pracy z urządzeniami termograficznymi jest oprogramowanie dostarczane razem ze sprzętem pomiarowym. Dobrej jakości oprogramowanie daje możliwość analizy zarejestrowanych obrazów termograficznych i pozwala na zauważenie prawidłowości, które były niemożliwe do wychwycenia na małym wyświetlaczu kamery. Inną ważną cechą oprogramowania jest możliwość automatycznego generowania raportów, czy nawet automatycznej wstępnej analizy zdjęć termograficznych.
![Prawidłowo wykonane zdjęcie termowizyjne [7]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/full/data/202111/6-3.png "Fot. 6. Prawidłowo wykonane zdjęcie termowizyjne [7]")
Fot. 6. Prawidłowo wykonane zdjęcie termowizyjne [7]
Fot. 7. Przykład zdjęcia termowizyjnego z odbiciem chmur, które mogą być interpretowane jako wady [7]
Inspekcja instalacji fotowoltaicznych
Obserwacje instalacji PV bezpośrednio za pomocą kamery termowizyjnej jest utrudnione ze względu na zakłócenia pochodzące z otoczenia. Należy pamiętać, że wierzchnie szkło w panelu fotowoltaicznym nie jest przezroczyste dla promieniowania 8 – 14 μm. Mimo że szkło ma emisyjność 0,85 – 0,90 w zakresie 8 – 14 mikrometrów, pomiary termowizyjne na powierzchni szkła nie są łatwe do wykonania. Występujące odbicia w szkle są lustrzane, co oznacza, że otaczające przedmioty o różnych temperaturach mogą być wyraźnie widoczne w obrazie termicznym. Powoduje to często błędną interpretację obrazów termowizyjnych, które zawierają nieprawdziwe „gorące punkty” oraz błędy pomiarowe. Przykładowo odbicie chmury lub słońca może być potraktowane jako defekt, który w rzeczywistości nie istnieje [4].
Aby uniknąć odbicia kamery termowizyjnej i samego operatora na powierzchni szklanej, kamera IR nie powinna być ustawiona prostopadle do sprawdzanego modułu. Jednak emisyjność jest najwyższa, gdy kamera ustawiona jest prostopadłe, a zmniejsza się wraz ze wzrostem kąta. Dobrym rozwiązaniem jest kąt patrzenia 5 – 60° [1, 4].
Gdy ogniwa słoneczne są kontrolowane od przodu, kamera termowizyjna widzi dystrybucję ciepła na powierzchni szkła, ale tylko pośrednio transmisję ciepła w poszczególnych komórkach panelu PV. Z tego względu różnice temperatur, które mogą być mierzone i obserwowane na powierzchni panelu słonecznego są małe. Aby te różnice były widoczne, kamera termowizyjna wykorzystywana do tych kontroli potrzebuje czułości termicznej ≤0,08 K. Do wyraźnej wizualizacji małych różnic temperatury w obrazie termicznym, kamera powinna mieć możliwość ręcznej regulacji poziomu emisyjności.
Moduły fotowoltaiczne są zwykle montowane na bardzo refleksyjnej konstrukcji aluminiowej, która przedstawia się jako zimny obszar na obrazie termicznym, ponieważ odbija promieniowanie cieplne emitowane przez niebo. Aby osiągnąć wysoki kontrast obrazu termicznego, będzie potrzebna ciągła ręczna korekcja poziomu i zakresu lub stosowanie kamery z funkcją automatycznej regulacji kontrastu w scenach z wysokim zakresem dynamiki [4].
Kamera termowizyjna powinna mieć wbudowany aparat cyfrowy, który umożliwia rejestrację obrazu w świetle widzialnym (cyfrowe zdjęcie) umożliwiając powiązanie go z obrazem termicznym. Jest też tryb umożliwiający nakładanie obrazów cieplnych oraz w świetle widzialnym na siebie, co umożliwia łatwą identyfikację miejsca anomalii temperaturowych na powierzchni. Przy tworzeniu raportów mogą okazać się przydatne komentarze głosowe oraz tekstowe, które są zapisywane przez kamerę razem z obrazem.
![Przykład wolno stojącej instalacji PV w świetle widzialnym [7]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/full/data/202111/8.png "Fot. 8. Przykład wolno stojącej instalacji PV w świetle widzialnym [7]")
Fot. 8. Przykład wolno stojącej instalacji PV w świetle widzialnym [7]
![Widok instalacji w podczerwieni [7]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/full/data/202111/9.png "Fot. 9. Widok instalacji w podczerwieni [7]")
Fot. 9. Widok instalacji w podczerwieni [7]
![Widoczne w świetle widzialnym odbicia na szklanych nierównościach spodniej strony panelu PV [7]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/full/data/202111/10.png "Fot. 10. Widoczne w świetle widzialnym odbicia na szklanych nierównościach spodniej strony panelu PV [7]")
Fot. 10. Widoczne w świetle widzialnym odbicia na szklanych nierównościach spodniej strony panelu PV [7]
![Odbicia konstrukcji widoczne w podczerwieni [7]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/full/data/202111/11.png "Fot. 11. Odbicia konstrukcji widoczne w podczerwieni [7]")
Fot. 11. Odbicia konstrukcji widoczne w podczerwieni [7]
Wpływ wiatru
W przypadku badań „zewnętrznych” istotną rolę odgrywają warunki środowiskowe. Temperatura powietrza jest nieistotna, gdyż interesują nas przyrosty temperatury ponad otoczenie, natomiast ważną rolę odgrywa wiatr, który schładza badane obiekty. Może to, w przypadku nieuwzględnienia, zmniejszyć sygnalizowany stopień zagrożenia. Producenci aparatury termowizyjnej opracowali orientacyjne współczynniki obniżenia przyrostu temperatury w zależności od prędkości wiatru. Podlegają one jednak wielu ograniczeniom. Są to parametry fizykochemiczne obiektu i powietrza [1, 2, 5]:
» podatność obiektu na schładzanie przez wiatr (masa, kształt i przewodnictwo cieplne),
» stałość prędkości wiatru (w przypadku zmienności długi czas uśredniania dla obiektów o dużej bezwładności cieplnej, a krótki – tuż przed pomiarem – dla obiektów małych).
Dodatkowo wprowadza się współczynniki, przez które mnożone są otrzymane wartości przyrostów temperatury, aby uzyskać odniesienie do pogody bezwietrznej.
Błąd względny otrzymanych wartości przyrostów temperatury oraz błąd klasyfikacji wady zwiększa się wraz z prędkością wiatru, co powoduje, że już przy wietrze o prędkości ponad 4 m/s nie zaleca się wykonywania badań.
![Przykład łuku elektrycznego w module fotowoltaicznym [9]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/full/data/202111/12.png "Fot. 12. Przykład łuku elektrycznego w module fotowoltaicznym [9]")
Fot. 12. Przykład łuku elektrycznego w module fotowoltaicznym [9]
![Przykład skutków działania łuku elektrycznego w puszcze przyłączeniowej modułu PV [9]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/full/data/202111/13.png "Fot. 13. Przykład skutków działania łuku elektrycznego w puszcze przyłączeniowej modułu PV [9]")
Fot. 13. Przykład skutków działania łuku elektrycznego w puszcze przyłączeniowej modułu PV [9]
Pomiary przykładowych obiektów
Na fotografiach 5. i 6. pokazano fasadowy system fotowoltaiczny o ustawieniu eliminującym zacienienie modułów fotowoltaicznych przez sąsiadujące budynki. Moduły są umieszczone na stelażach stalowych stanowiących pośrednią konstrukcję mocującą, a bezpośrednio mocowane są z wykorzystaniem profili aluminiowych, haków i docisków. Ciemniejszy fragment powierzchni blachy osłonowej z lewej strony jest dobrze widoczny na obrazie termicznym. Dobrze odbijająca powierzchnia panelu oraz dobór punktu obserwacji powodują, że w pewnych warunkach można obserwować zakłócające obserwację promieniowanie podczerwone pochodzące od chmur, które odbijają się na powierzchni panelu (fot. 7.).
Fotografie 9. i 10. przedstawiają wolno stojącą instalację fotowoltaiczną w podczerwieni i świetle widzialnym. Poza odbiciami, uwagę zwraca cieplejsza komórka o współrzędnych (240, 400) o regularnych kształtach. Najprawdopodobniej uwidoczniony został potencjalny defekt w panelu, który należy obserwować i sprawdzić, czy nie nastąpiło mechaniczne uszkodzenie w tym miejscu oraz czy ujawniła sie wada wewnętrzna.
Na fotografii 11. Można zobaczyć konstrukcję stelażu, która nieznacznie wpływa na ilość energii światła docierającą do powierzchni poprzez odbicia, przysłonięcia i uchwyty mocujące. Fotografia 12. przedstawia przykłady łuku elektrycznego w modułach fotowoltaicznych. Natomiast fotografia 13. pokazuje skutki działania łuku elektrycznego w puszcze przyłączeniowej oraz prawidłowe i nieprawidłowe zaprasowanie przewodów w złączach fotowoltaicznych.
![Prawidłowy i nieprawidłowy sposób zaciskania złączek fotowoltaicznych [9]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/full/data/202111/14.png "Fot. 14. Prawidłowy i nieprawidłowy sposób zaciskania złączek fotowoltaicznych [9]")
Fot. 14. Prawidłowy i nieprawidłowy sposób zaciskania złączek fotowoltaicznych [9]
Literatura
1. B. Więcek i inni, Termografia i spektrometria w podczerwieni Zastosowania przemysłowe, PWN, Warszawa 2017.
2. pod red. H. Madury, Pomiary termowizyjne w praktyce, Agenda Wydawnicza PAK, Warszawa 2004.
3. K. Kuczyński, G. Dymny, Zastosowanie kamer termowizyjnych do oceny wykonania instalacji elektrycznej, „elektro.info” 5/2019.
4. http://termowizja.ibros.pl/index.php/informacje-aktualnosci/zastosowanie-kamer-termowizyjnych-flir/item/98-szybkie-i-niezawodne-narzedzie-do-badania-paneli-slonecznych
5. www.elektro.info.pl/artykul/produkty-technologie/169120,diagnostyka-paneli-fotowoltaicznych-z-uzyciem-kamer-termowizyjnych-flir
6. K. Kuczyński, Diagnostyka termowizyjna instalacji elektroenergetycznych przy zastosowaniu kamer termowizyjnych, „elektro.info”, 4/2012
7. K. Kuczyński, G. Dymny, Inspekcja instalacji elektrycznych za pomocą kamer termowizyjnych, „elektro.info”, 3/2020
8. K. Kuczyński, G. Dymny, Zastosowanie kamer termowizyjnych do inspekcji instalacji PV, „elektro.info”, 5/2021
9. red. J. Kielin, Ocena ryzyka pożarowego w instalacjach fotowoltaicznych. Określenie koncepcji bezpieczeństwa w celu minimalizacji ryzyka. Wyd. CNBOP-PIB, Józefów 2021.
