Диагностика технического состояния устройств контактной сети Абаканской дистанции электроснабжения

-установить в диэлектрических перчатках переносной шунт с рубильником и ИП, после чего отсоединить заземление от опоры или тягового рельса;



Рисунок 2.8- Прибор ПК-1М+ПОИСК

Рисунок 2.9- Приставка к прибору ПК-1М (Рацпредложение ЭЧ-6 содержит шунт с искровым промежутком и калибровку по сопротивлению)

Рисунок 2.10 - Двухэлектродная схема



Рисунок 2.11- Двухэлектродная схема

Наиболее предпочтительным прибором для измерения сопротивления опор является ПК-1М, рисунок. 2.8, ПК-2, при применении М416, МС-07(08), Ф4103 до подключения прибора необходимо оценить потенциал рельс-земля (рельс-опора) в рассечку на ИП. Измерение вышеперечисленными приборами проводится по двухэлектродной схеме, рисунок 2.9.

Если потенциал превышает 4-5 В, то ошибка в измерении сопротивления может составить до 50%, а при большом потенциале можно повредить цепи измерительного прибора (потенциал может достигать более сотни вольт), в этом случае нужно использовать метод амперметра-вольтметра

Измерение методом амперметра-вольтметра ведется по схеме (рис. 2.11). Измерения проводят при потенциале не менее 8-10 В.

Измерение входного сопротивления группового заземления опор проводится аналогично.

По возможности необходимо определить причины низкого сопротивления опоры и мероприятия по их устранению. В подавляющем большинстве случаев причины следующие:

металлические опоры (изначально принимаются низкоомными) - устанавливаются ИП;

опоры с отсутствием изоляции в анкерной оттяжке - изолируется оттяжка;

опоры с заземляющим проводником, проложенным внутри стенки опоры, - заземляются наружным проводником;

опоры жестких поперечин при плохой изоляции ригеля от опоры - устанавливаются ИП.

Необходимость установки искровых промежутков (ИП) в заземляющие спуски опор контактной сети определяется величиной сопротивления опор для устранения влияния на рельсовые цепи СЦБ [8]. ИП должен устанавливаться если сопротивление менее 100 Ом при подключении к рельсу двухниточной рельсовой цепи и менее 5 Ом - при подключении к средней точке дроссель-трансформатора. При групповом заземлении ИП должен устанавливаться если сопротивление менее 6 Ом на 1 км при подключения к рельсу двухниточной рельсовой цепи и менее 5 Ом при подключении к средней точке дроссель-трансформатора. Но в любом случае, низкоомные (менее 100 Ом) опоры должны быть исключены из группового заземления и заземлены через ИП. Поскольку металлические опоры признаются низкоомными в их заземляющие спуски должны быть установлены ИП независимо от результатов измерения.

По окончании измерений восстанавливается заземление опоры. Результаты измерений оформляются актом (протоколом) и заносятся в книгу опор (форма ЭУ-87).

Поиск низкоомных опор в групповом заземлении

При входном сопротивлении группового заземления опор менее 100 Ом, необходимо найти и исключить из группового заземления (или устранить причину, см. выше). Сначала необходимо осмотреть опоры: обращают внимание на изоляцию оттяжек анкеров, касание троса группового заземления верхнего вывода внутреннего заземляющего проводника и т. д. Исключая поочередно "подозрительные" опоры из группового заземления, измерять входное сопротивление группового заземления и (или) сопротивление опоры.

Найти низкоомные опоры и измерить их сопротивление в группе можно методом градиента потенциала и (или) индукционным методом с помощью прибора ПОИСК-1 (рис.2.12)

2.5 Анализ состояния опор контактной сети.

Общее количество опор на 2010 год 20299 шт, в том числе: железобетонных 19795 шт, металлических 352 шт.

Жесткие поперечины 1134 шт.

Гибкие поперечины 169 шт.

Консоли 16951 шт.

Таблица 2.3 - Всего по службе электроснабжения выполнено в 2010 году работ по диагностированию опор (в скобках результаты 2009 г):

Наименование работ	Выполнено, шт.
	ЭЧ-1	ЭЧ-2	ЭЧ-3	ЭЧ-4	ЭЧ-5	ЭЧ-6	ЭЧ-7	Э
Диагностирование состояния железобетонных опор UK1401	1639 (1729)	2566 (2230)	1980 (1671)	1700 (1987)	1383 (1350)	6629 (3930)	3020 (2150)	18917 (15067)
Выявлено остродефектных	15 (17)	0 (0)	0 (3)	1 (0)	2 (1)	13 (9)	10 (7)	41 (30)
Измерение сопротивления опор	1905 (1905)	1419 (168)	1650 (1671)	1697 (1987)	1861 (1842)	2023 (2000)	1000 (1080)	11555 (10653)

В 2010 г. Диагностировано 6629 железобетонные опоры, что составляет от общего количества 24,6 %, т. е. объемы работ обеспечивают с запасом заданную периодичность диагностирования 1 раз в 6 лет.

Кроме этого, выполнялись работы по проверке исправности искровых промежутков, обследования металлических опор, жестких поперечин, прожекторных мачт, измерения с поиском низкоомных опор в группах, приборное уточнение типа арматуры опор прибором ИЗС-10Н.

На участке постоянного тока проведен комплекс работ по обследованию подземной части железобетонных опор, обследование фундаментов металлических опор на ст. Мариинск, в том числе с откопкой (60 шт.).

Рисунок 2.12- Прибор ПОИСК-1

Таблица 2.4 - Состав парка железобетонных опор

		Количество опор по срокам эксплуатации, шт.
Тип опор	Всего,шт.	до 20 лет	21-25 лет	26-30 лет	31-35 лет	36-40 лет	более 40
ЖБК	1195	-	-	-	31	31	1134
СЖБК	16						16
СКЦ	236	-	-	-	-	-	236
СК, СКУ	14327	-	-	3832	421	421	9653
С	1349	-	1349	-	-	-	-
СД	149	-	-	-	79	70	-
СС	3027	3027	-	-	-	-	-
Итого	20299	3027	1349	3832	531	522	11038

Таблица 2.5 - Дефектные железобетонные опоры (всего):

Тип	Всего,	Количество опор по срокам эксплуатации, шт.
опор	шт.	до 20 лет	21-25 лет	26-30 лет	31-35 лет	36-40 лет	более 40
ЖБК	90	-	-	-	-	-	90
СКЦ	292	-	-	-	-	-	292
СК, СКУ	1100	-	-	13	20	36	1031
С	2	-	2	-	-	-	-
СД	102	-	-	-	50	52	-
СС	7	7	-	-	-	-	-
Итого	1593	7	2	13	70	88	1413

Таблица 2.6 - Дефектные железобетонные опоры без снижения несущей способности

Тип	Всего,	Количество опор по срокам эксплуатации, шт.
опор	шт.	до 20 лет	21-25 лет	26-30 лет	31-35 лет	36-40 лет	более 40
ЖБК	54	-	-	-	-	-	54
СКЦ	159	-	-	-	-	-	159
СК, СКУ	797	-	-	7	15	21	754
С	-	-	-	-	-	-	-
СД	102	-	-	-	50	52	-
СС	4	4	-	-	-	-	-
Итого	1116	4		7	65	73	967

2.6 Анализ результатов диагностирования опор

Таблица 2.7 - Дефектные железобетонные опоры с незначительным снижением несущей способности

Тип	Всего,	Количество опор по срокам эксплуатации, шт.
опор	шт.	до 20 лет	21-25 лет	26-30 лет	31-35 лет	36-40 лет	более 40
ЖБК	31	-	-	-	-	-	31
СКЦ	120	-	-	-	-	-	120
СК, СКУ	190	-	-	3	5	10	172
С	1	-	1	-	-	-	-
СД	-	-	-	-	-	-	-
СС	3	3	-	-	-	-	-
Итого	345	3	1	3	5	10	323

Таблица 2.8- Дефектные железобетонные опоры со значительным снижением несущей способности

Тип	Всего,	Количество опор по срокам эксплуатации, шт.
опор	шт.	до 20 лет	21-25 лет	26-30 лет	31-35 лет	36-40 лет	более 40
ЖБК	12	-	-	-	-	-	12
СКЦ	42	-	-	-	-	-	42
СК, СКУ	50	-	-	2	-	-	48
С	1	-	1	-	-	-	-
СД	-	-	-	-	-	-	-
СС	-	-	-	-	-	-	-
Итого	105	-	1	2	-	-	102

Таблица 2.9- Дефектные железобетонные опоры с предельным снижением несущей способности

опор	шт.	до 20 лет	21-25 лет	26-30 лет	31-35 лет	36-40 лет	более 40
ЖБК	2	-	-	-	-	-	2
СКЦ	4	-	-	-	-	-	4
СК, СКУ	9	-	-	-	-	3	6
С	-	-	-	-	-	-	-
СД	-	-	-	-	-	-	-
СС	-	-	-	-	-	-	-
Итого	15	-	-	-	-	3	12

Количество низкоомных железобетонных опор с индивидуальным заземлением 478 шт.

Количество низкоомных групповых заземлений 28 шт.

Количество опор с использованием внутреннего заземляющего проводника 695 шт.

Количество анкерных опор без изоляции анкера 2596 шт.

Количество опор с недопустимым наклоном 60 шт.

Таблица 2.10- Состав парка металлических опор

Сроки службы, лет	Всего, шт.	Остродефектных, шт.	Дефектных, шт.
до 30	нет	нет	нет
31-40	26	нет	нет
более 40	328	нет	12
Итого	354	нет	12

56,7 % (11038 шт.) железобетонных опор выработали назначенный срок службы 40 лет. При этом основные применяемые типы железобетонных опор (81 %) - с предварительно - натяженной струновой арматурой (СЖБК, СК, СКУ, СКЦ, С), опасные с точки зрения скорости потери несущей способности при наличии дефектов, рисунки 2.12-13.

В 2011 г. нуждаются в первоочередной замене 279 (3,2 % дефектных опор) железобетонных опор, в плановой замене 851 опор (9,8 %). Большая часть дефектных опор не имеет снижения несущей способности (63,3 %) или незначительное ее снижение (22,3 %).

Наблюдается рост количества дефектных опор. При этом, значительным снижением несущей способности остается на прежнем уровне

В условиях недостатка финансирования для полного обновления контактной сети диагностирование опор приобретает особую важность в установлении очередности замены, обеспечения безопасности движения.



2.7 Прогнозирование срока службы опор и потребности в замене

Расчеты проводились по методике, представленной в указаниях К-146-2002 [5]. На основании данных таблиц разбивки опор по типам и возрасту, а также характеристики заменяемого парка опор (n_i) за контролируемый период t между плановыми обследованиями. Результаты работ, характерные дефекты, представлены в Приложении 3.

Таблица 2.11 Результаты данных таблиц разбивки опор

Тип опор	Всего замена, шт.	Количество замененных опор
	До 20 лет	21-25 лет	26-30 лет	31-35 лет	36-40 лет	41-45 лет	46-50 лет
ЖБК	161						161
СЖБК, С, СК, СКУ,	492		2	8	12	35	435

На основании данных определяется интенсивность замены опор по каждой возрастной группе:

л = n_i /(N_i t),

где n_i - количество заменяемых опор в каждой возрастной группе;

N_i - общее количество опор в возрастной группе;

t - контролируемый период, принимаемый на участках переменного тока равным 6 годам.

Таблица 2.12 Результаты таблиц разбивки опор

Тип опор	Всего замена, шт.	Количество замененных опор
	До 20 лет	21-25 лет	26-30 лет	31-35 лет	36-40 лет	41-45 лет	46-50 лет
ЖБК	161						161
СЖБК, С, СК, СКУ,	492		2	8	12	35	435

Таблица 2.13 Результаты таблиц разбивки опор

Тип опор	Интенсивность замены опор
	До 20 лет	21-25 лет	26-30 лет	31-35 лет	36-40 лет	41-45 лет	46-50 лет
ЖБК						0,024
СЖБК, С, СК, СКУ,			2,5 10-4	2,6 10-4	0,012	0,0075

Определяем средний срок службы опор по каждой возрастной группе:

T=1/л_i

Таблица 2.14 Средний срок службы опор

Тип опор	Интенсивность замены опор
	До 20 лет	21-25 лет	26-30 лет	31-35 лет	36-40 лет	41-45 лет	46-50 лет
ЖБК						42,3
СЖБК, С, СК, СКУ,					83,3	133,3

Средний срок службы опор

T=У(T_c N_i)N,

где N - общее число железобетонных опор.

Прогнозируемое ежегодное число замен:

Z=( л₁ N₁ + л₂ N₂ +…+ л_к N_к),

где л_i и N_i - удельная замена и количество опор по каждой возрастной группе.

Прогнозируемое ежегодного количество замен Z = 90 шт.

2.8 Проанализировав состояние опор контактной сети Абаканской дистанции, делаем вывод:

1) Большая часть железобетонных опор выработали свой срок службы, количество дефектных опор растет из года в год, периодичность диагностирования должна составлять составляет не реже 1 раз в 6 лет.

2) Благодаря проводимому диагностированию железобетонных опор ультразвуковым методом, рассчитывается их остаточная несущая способность и ведется замена тех опор, которые исчерпали свой ресурс (остродефектные), или которые близки к этому (опоры с со значительным и предельным снижением несущей способности).

3) Проводимый 100 % входной контроль железобетонных стоек позволяет исключить установку опор контактной сети низкого качества.

4) Проводимые работы по техническому обслуживанию опорных конструкций очень важны с точки зрения обеспечения безопасности движения.

3. Изоляторы

3.1 Изоляторы как объект диагностирования

Надежность современного оборудования высокого напряжения во многом определяется надежностью его изоляции.

Процессы, протекающие в изоляции под воздействием различных эксплуатационных (тепловых, химических, механических и электрических) факторов, приводят к ее старению. Эти процессы действуют одновременно и взаимозависимы.

Химические процессы - окисление и другие химические реакции с агрессивными компонентами окружающей среды ухудшают свойства органических изоляционных материалов.

Под воздействием нагрева, вызванного внешними причинами и диэлектрическими потерями, возникает износ, сопровождаемый распадом вещества, появлением хрупкости, снижением механической прочности.

Электрическое воздействие приводит к физическим и химическим изменениям органических изоляционных материалов, вызванных частичными разрядами.

Механические воздействия, вызывая нарушение целостности материала (разрывы, расслоения) снижают электрическую прочность.

Конечным результатом воздействия на изоляционную конструкцию перечисленных факторов является изменение структуры диэлектрика, его свойств, появление продуктов разложения.

Опыт эксплуатации показывает, что основной причиной отказа фарфоровых изоляторов (ФИ) является пробой диэлектрика (99% случаев) и наибольшее число отказов приходится на самый жаркий период года.

Снижение электрической прочности электрофарфора с ростом температуры связано с ростом диэлектрических потерь в материале. В свою очередь, диэлектрические потери тем выше, чем выше его пористость.

Анализ отказавших изоляторов показал:

-наличие пористости - 51%,

-трещин - 16%,

-скрутки, расслоение фарфора и инородные включения - 30%.

Параметры и характеристики:

-Пробивное напряжение - U_ПР, В, напряжение при приложении которого происходит пробой диэлектрика с его разрушением или перекрытием изоляции по поверхности (различают напряжение пробоя изолятора в сухом и мокром состояниях).

-Сопротивление изоляции постоянному току - R ,МОм.

-Комплексная проводимость (комплексное сопротивление) - Y (Z).

-Ток утечки через изоляцию I.

Диэлектрические характеристики: диэлектрическая проницаемость , емкость С. Диэлектрические потери - энергия, рассеиваемая в диэлектрическом материале под воздействием электрического поля. Диэлектрические потери и особенно их изменение характеризуют состояние изоляции. Диэлектрические потери характеризуются углом диэлектрических потерь , а также тангенсом этого угла tg. Этот угол, образуемый векторами тока утечки изоляции и емкостного тока (рис. 3.1), а тангенс угла диэлектрических потерь - это отношение активной к емкостной составляющей тока утечки через изоляцию. В практике значение tg выражается в процентах. Тангенс угла диэлектрических потерь почти не зависит от размеров изоляционной конструкции, и дает усредненную объемную характеристику состояния диэлектрика. Измеряется мостом переменного тока или специальными приборами, например, портативным измерителем тангенса потерь - ИТП-1М2 (рис. 3.2).

Сопротивление изоляции постоянному току измеряют мегаомметрами на напряжение 500, 1000 и 2500 В индукторного типа (с генератором с ручным приводом) или электронными.



Рисунок 3.1- Угол, образуемый векторами тока утечки изоляции и емкостного тока

Рисунок 3.2- Прибор ИТП-1М2

Увлажненность изоляции определяется по методам абсорбции, емкость-частота, емкость-температура и т.д.

Метод абсорбции применяется для определения увлажненности изоляции электрических машин, трансформаторов, силовых кабелей.

Измерения проводят мегаомметром на напряжение 1000 или 2500 В, сравнивая его показания через 15 и 60 секунд после приложения напряжения. Коэффициент абсорбции

k_а = R₆₀ /R₁₅,

где R₆₀ и R₁₅ - сопротивления изоляции соответственно через 60 и 15 с после приложения напряжения.

Для неувлажненной изоляции коэффициент абсорбции равен 1,3 2, при увлажненной изоляции близок к единице.

Метод емкость-частота основан на измерении емкости при двух частотах 2 и 50 Гц и применяется в основном для залитых маслом трансформаторов. Температура при измерении 10-20 ⁰С. Степень увлажненности оценивается по соотношению:

Для сухой изоляции значение соотношения не превышает 1,21,3.

Метод емкость-температура основан на измерении емкости увлажненной изоляции в интервале температур 20-80 ⁰С. Для неувлажненной изоляции увеличение емкости не превышает 1520 %:

,

где С₈₀ и С₂₀ - емкости соответственно при 80 и 20 ⁰С.

3.2 Входной контроль изоляторов

Согласно [9] пористость фарфора изоляторов проверяется в каждой партии разрушающим методом (8 шт. из 10000), что приводит к возможному пропуску дефектных изоляторов. Для проведения массового контроля неразрушающим методом должен измеряться тангенс угла диэлектрических потерь (tg). В методических указаниях [10] вводится 100% контроль изоляторов по tg.

Входной контроль качества проводится на каждой партии тарельчатых изоляторов:

При получении от завода изготовителя.

Перед установкой в эксплуатацию.

Перед передачей монтажным организациям при новом строительстве, реконструкции или ремонте КС.

Перед передачей в страховой запас ЭЧ и ЭЧК, при нахождении в страховом запасе - периодически 1 раз в 5 лет.

Перед передачей в запас длительного хранения.

Содержание входного контроля:

Контроль сопроводительной документации и документов о качестве. Осуществляется в каждой партии, в каждом вагоне или контейнере. На каждую партию изоляторов должен быть сертификат качества или паспорт. При отсутствии необходимо запросить у завода-изготовителя дубликат и протоколы приемо-сдаточных испытаний ОТК. При распределении партии по разным ЭЧ каждому получателю выдаются сопроводительные документы, которые должны храниться в течении 3 лет гарантийного срока.

Контроль комплектности поставки, качества упаковки и состояния изоляторов после транспортирования. Осуществляется в каждой партии при выгрузке из вагона или контейнера. В комплект поставки входят: изоляторы, замки к подвесным изоляторам (фиксаторные - без замков) и документ о качестве. При отсутствии замков необходимо составить акт и требовать от поставщика доукомлектования. Изоляторы должны быть упакованы в ящики или обрешетки на поддонах. Подвесные изоляторы со сферическим зацеплением должны быть собраны в гирлянды по 5 и более шт., а их соединение зафиксировано замками. Отгрузка изоляторов в иной упаковке не допускается, о чем составляется акт-рекламация и вся партия может быть возвращена поставщику.

Визуальный осмотр. Каждый изолятор на ЭЧ перед проведением электрических испытаний при естественном освещении без применения приборов. При осмотре проверяется состояние изоляционной детали, арматуры и ее защитного покрытия, качество сборки. Пред осмотром очищают от загрязнения. Не допускается проворачивание шапки в заделке, видимое искривление (несоосность) деталей. Цементные швы должны иметь влагостойкое защитное покрытие. Изоляционная поверхность должна быть покрыта глазурью за исключением мест, на которые опирается деталь при обжиге. На поверхности не допускаются пузыри, цек глазури, трещины, сколы общей площадью более 3 см². Не допускается наличие трещин в шапке изолятора или искривление стержня. Поверхность защитного покрытия должна быть сплошной. На поверхности арматуры не должно быть следов коррозии.

Измерение электрического сопротивления. Поверхность должна быть сухой и чистой. Проводится мегаомметром 2,5 кВ. Изоляторы с сопротивлением менее 300 МОм бракуются (лучше - ).

Испытание повышенным напряжением. 50 кВ промышленной частоты между стержнем и шапкой, поднимается плавно и выдерживается в течении 1 минуты, затем плавно снижается до нуля. Разрешается одновременно испытывать несколько изоляторов, соединенных параллельно. Изолятор считает выдержавшим испытание если не произошло пробоя.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь(tg). При помощи высоковольтного моста типа МД16 или другого типа. Имеется специализированный портативный прибор для измерения тангенса потерь тарельчатых изоляторов - ИТП-1М (рис.3.2). Изолятор считается годным если для типов ПФ6Б (ПМ-4,5); ПФ6В; ПФ70В; ПФ70Д tg 0,06, и для типов ПФ6А (П-4,5); ФТФ40; ПТФ70; ПФ70Ж; ФФ40А; СФ70А; ПФ70А tg 0,08.

Результаты входного контроля оформляется протоколом. Все отбракованные изоляторы возвращаются с копией протокола поставщику с требованием безвозмездной замены.

Браковочный уровень всей партии - 2%. Если в результате измерения сопротивления и испытания повышенным напряжением браковочный уровень превысит 2%, то все изоляторы партии не подлежат установке в эксплуатацию.

Если количество забракованных по tg изоляторов превысит 3% необходимо требовать от завода-изготовителя проведения повторных приемо-сдаточных испытаний.

Стеклянные и полимерные изоляторы подвергаются входному контролю, кроме электрических испытаний и измерений.

При осмотре стеклянных изоляторов бракуются изоляторы, имеющие трещины, сколы, посечки, морщины, складки, натеки, свищи, видимые внутренние газовые пузыри и инородные включения, оплавления дугой.

При осмотре полимерных изоляторов бракуются изоляторы, имеющие механические повреждения (надрезы, проколы, ссадины, кратеры), разгерметизация.

Все изоляторы, признанные годными по результатам входного контроля, маркируются, после чего передаются на хранение ЭЧК, монтажным организациям или в запас длительного хранения. Маркировка наносится на шапку масляной краской символ - "П".

3.3 Диагностирование фарфоровых изоляторов

Диагностирование с помощью измерительной штанги ШИ-35

До измерения штангой ШИ-35 необходимо зашунтировать ИП в цепи заземления опоры перемычкой 50мм².

В гирлянде изоляторы проверяются поочередно в следующей последовательности: первым - со стороны контактной сети, вторым - со стороны заземленных конструкций, третьим - рядом со вторым, четвертым - рядом с первым и т. д. Показания умножаются на коэффициент 5.

Дефектными считаются изоляторы, падение напряжения на которых равно или менее значений:

Таблица 3.1- Значения падения напряжений на дефектных изоляторах

Число изоляторов в гирлянде	Падение напряжения, кВ на изоляторе, считая от заземленной конструкции
	1-м	2-м	3-м	4-м	5-м	6-м
3	4	4	5	-	-	-
4	3	3	3	5	-	-
5	2	2	2	2	3	-
6	1,5	1,5	1,5	2	2	3

Диагностирование измерительными штангами проводится (при отсутствии приборов УД-8 и Филин-3) на участках переменного тока - 1 раз в 3 года

Диагностирование с помощью ультразвукового дефектоскопа

При повышении напряжения на одном изоляторе до 10 кВ возникает поверхностный частичный разряд (ПЧР). Это возможно при пробое одного из трех изоляторов в гирлянде переменного тока. Проявление ПЧР сопровождается акустическими (улавливается приборами типов УД-8, "Ульраскан-2004") и электромагнитными колебаниями, оптическими излучениями (улавливается прибором "Филин").

Принцип работы ультразвукового дефектоскопа УД-8 (рис. 3.3) основан на улавливании и индикации ультразвуковых излучений в диапазоне частот 39-41(43-45) кГц. Учитывая, что ПЧР имеют широкий спектр колебаний, УД улавливает их, детектирует и усиливает низкие частоты. На расстоянии не более 20 м. По мере приближения к гирлянде с дефектным изолятором звук усиливается. Рекомендуется использовать прибор после дождя в сухую погоду, причем обход делать с утра и повторно после полудня. Если гирлянда дефектируется утром и днем, ее необходимо менять, если только утром - то провести дополнительную дефектировку штангой.



Рисунок 3.3- Ультразвуковой дефектоскоп УД-8

Прибор "Ультраскан-2004" (рис. 3.4) отличается от УД-8 большим диапазоном улавливаемых частот, микропроцессорной программной обработкой сигналов с возможностью записи, хранения и передачи информации в компьютер для дальнейшей обработки, автоматической настройкой чувствительности, наличием лазерного целеуказателя и оптического прицела.

Диагностирование с помощью оптического дефектоскопа

Электронно-оптический портативный дефектоскоп "Филин" предназначен для дистанционного контроля изоляции высоковольтного оборудования, напряжением 25 кВ и выше. Работу выполняют в темное время суток при положительной температуре, желательно при повышенной влажности. Наблюдая в окуляр, направить объектив на гирлянду изоляторов на расстоянии до 50 м от объекта. Осматривать изоляторы необходимо не менее чем с двух точек: это позволит отличить ПЧР от коронных разрядов.

Диагностирование фарфоровых тарельчатых изоляторов контактной сети переменного тока, а также питающих линий ДПР приборами УД-8, "Ультраскан-2004" и Филин-3 осуществляется 1 раз в год.

Диагностирование с помощью тепловизора

Возможно диагностирование изоляторов с помощью тепловизора: у дефектных изоляторов температура ниже на 0,2-0,5 ⁰С (рис. 3.5). Так же можно выявить опорные изоляторы с повреждениями фарфора в виде трещин (рис. 3.6-3.8), а также выявить загрязнение изоляции. Более подробно о тепловизоре и тепловом методе в разделе 4.

Рисунок 3.4 - Прибор "Ультраскан-2004"

3.4 Анализ состояния изоляции контактной сети

Применяемые изоляторы для контактной сети в Абаканской дистанции электроснабжения:

Таблица 3.2 Изоляторы для контактной сети

Тип изоляторов	Количество, тыс. шт.
Фарфоровые тарельчатые	37,124
в т.ч.: типа П-4.5	14,284
Стеклянные тарельчатые	199,72
Фарфоровые стержневые	17,9
в т.ч.: старотипные (VKL) и другие	2,956
Полимерные всех типов	0,688

В 2010 г. было 4 случая разрушения фиксаторных и подвесных изоляторов.

Результаты диагностирования фарфоровых изоляторов заносятся в "Журнал дефектировки фарфоровых изоляторов" с указанием даты обнаружения дефектных изоляторов, перегона (станции), номера опоры, количества штук, даты замены дефектных изоляторов.

Таблица 3.3- Результаты диагностирования изоляции

Год	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
Диагностировано, шт.	12540	13780	14990	16230	25380
Выявлено дефектных, шт.,	1463	948	389	307	215
% от диагностированных	11,7	6,9	2,6	1,9	0,8

Рисунок 3.5-Термограмма гирлянды фарфоровых изоляторов с верхним дефектным



Рисунок 3.6 - Термограмма опорного изолятора разъединителя с трещиной в фарфоре

Рисунок 3.7- Фотография опорного изолятора (термограмма рис. 3.6)

Рисунок 3.8- Фотография опорного изолятора (термограмма рис. 3.6) со следами утечки тока.

Для бесперебойной работы устройств контактной сети и предотвращения перекрытия изоляторов всех типов, исчерпавших свой ресурс, производится замена старых изоляторов на новые, согласно "плану по усилению и повышению надёжности устройств электроснабжения". В 2010 г. заменено фарфоровых тарельчатых изоляторов на стеклянные 7832 шт., фиксаторных изоляторов - 940 шт.

3.5 Проанализировав типы и состояние изоляторов Абаканской дистанции, делаем вывод

1) Входной контроль качества устанавливаемых изоляторов позволяет выявить бракованные изоляторы.

2) Несмотря на высокие темпы замены фарфоровых тарельчатых изоляторов на стеклянные, количество первых остается значительным, хотя и будет снижаться с каждым годом.

3) Дефектировка фарфоровых изоляторов выполняется силами ЭЧК штангой ШИ-35 и прибором УД-8. Первый метод значительно более трудоемок, хотя является более достоверным.

4) С внедрением стеклянных и полимерных изоляторов, работы по дефектировке (диагностированию) их в эксплуатации проводиться не будут.

Рисунок 3.9- Изоляторы контактной сети Абаканской дистанции электроснабжения



Рисунок 3.10- Диагностирование тарельчатых фарфоровых изоляторов

4. Тепловизионный контроль

4.1 Основные понятия и определения

Тепловизионный контроль проводится с целью выявления дефектов электрооборудования, в основном контактов и контактных соединений. Плохое соединение приводит к росту сопротивления и, следовательно, повышенному нагреву при прохождении тока. Перегрев может вызывать перегрузка и аварийные токи коротких замыканий.

превышение температуры - разность между измеренной температурой нагрева и температурой окружающего воздуха;

избыточная температура - превышение измеренной температуры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся в одинаковых условиях;

-коэффициент дефектности - отношение измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры, измеренного на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстояние не менее 1 м;

-контакт - токоведущая часть аппарата, которая во время операции размыкает цепь, или в случае скользящих или шарнирных контактов сохраняет непрерывность цепи;

-контактное соединение - токоведущее соединение (болтовое, сварное, выполненное методом обжатия), обеспечивающее непрерывность токовой цепи.

Оценка теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей в зависимости от условий работы и конструкции может осуществляться [11]:

-по нормированным температурам нагревам (превышением температуры)

-избыточной температуре

-коэффициенту дефектности

-динамике изменения температуры во времени, с изменением нагрузки

-путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы,между фазами, с заведомо исправными участками.

Тепловизионный контроль необходимо проводить при возможно больших токах нагрузки. При токах нагрузки 0,3 IНОМ и ниже невозможно выявить дефекты на ранней стадии их развития.

При использовании в качестве критерия температуры нагрева и ее превышение нагрузка должна быть (0,6-1) IНОМ с пересчетом:

Т_НОМ/ Т_РАБ = (I_НОМ/) I_РАБ)²,

где Т_НОМ - превышение температуры при I_НОМ;

Т_РАБ - превышение температуры при I_РАБ;

Предельные значения температуры нагрева и ее превышение при номинальных токах:

Таблица 4.1- Допустимые температуры нагрева

Для контактов и болтовых соединений при токах нагрузки (0,3-0,6) I_НОМ оценка их состояния проводится по избыточной температуре или коэффициенту дефектности:

-Избыточная температура 5-10⁰, коэффициент дефектности не более 1,2. Начальная степень неисправности, которую следует держать под контролем и принимать меры по ее устранению во время проведения ремонта, запланированного по графику.

-Избыточная температура 10-30 ⁰С, коэффициент дефектности 1,2-1,5. Развившийся дефект. Принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы.

-Избыточная температура более 30 ⁰С, коэффициент дефектности более 1,5. Аварийный дефект. Требует немедленного устранения.

Периодичность проведения тепловизионного контроля токоведущих зажимов и контактов разъединителей контактной сети на участках: переменного тока - 1 раз в 4 года.

Актуальность тепловизионного контроля устройств тягового электроснабжения существенно возрастает в связи с повышением веса грузовых поездов и интенсивности движения.

Особенностью тепловизионного контроля устройств контактной сети, затрудняющей определение степени развития дефектов, является отсутствие возможности измерения тока нагрузки в контролируемых узлах. Наличие нагрузки в этом случае определятся визуально по отправлению и проходу поездов.

Учитывая возможные последствия, все выявленные дефекты признаются опасными, подлежащими незамедлительному устранению. Руководством службы электрификации и электроснабжения Красноярской ж. д. установлен диспетчерский контроль за устранением дефектов контактов и контактных соединений.

4.2 Технические средства тепловизионного контроля

Нагрев деталей и конструкций контактной сети измеряют портативным дефектоскопом (пирометром) ИКД, ИКТ (рис. 4.1) , НРК и другими (4.2), принцип действия которых - улавливание инфракрасного излучения. Точность измерения температуры зависит от расстояния и размера объекта контроля. Эффективность применения на контактной сети низкая из-за достаточно больших расстояний и малых размеров контактных соединений, может выявить лишь очень сильно нагретый узел.

Рисунок 4.1- Прибор ИКТ-5МП

Рисунок 4.2- Инфракрасный термометр "Кельвин"

Наилучшие результаты достигаются при использовании тепловизора - в виде цифровой видеокамеры с возможностью контроля объектов в инфракрасном диапазоне. Высокая разрешающая способность и возможность контролировать объект в целом, в том числе автоматически, в движении с записью в память прибора, видеомагнитофон, с обработкой изображений на компьютере и распечаткой термограммы объекта. На Красноярской ж.д. применяется тепловизор TERMO TRACER TN7102WX и ThermaCAM E45 (рис. 4.3), которые адаптированы к проведению тепловизионного контроля устройств контактной сети при объезде в вагоне-лаборатории ВИКС-ЦЭ.

Термоиндикационные краски наносят на токоведущие детали (или наклеивают термопленочные указатели). В интервале температур 70-100 ^ОС термокраска изменяет свой цвет с красного на черный, если нагрев более 120 ^ОС - цвет гряновато-желтый и при остывании не восстанавливается.

Термоуказатели с легкоплавким припоем (95…160 ^ОС) представляет собой указатель (флажок), который при нагреве укрепляется на КС припоем, при повышении температуры термоуказатель меняет свое положение (рис. 4.4-4.5). Хороши для контактной сети тем, что не надо ждать нагрузку, если нагрев был, то флажок упадет и это будет видно при очередном обходе с осмотром.

Комплекты термосвеч (с температурой плавления 50…160 ^ОС). Свечу закрепляют на изолирующей штанге и касаются ей отдельных частей контакта или контактного соединения. Первой применяют свечу с наиболее низкой температурой нагрева. На контактной сети практически не применяются.

Измерительная штанга ШИ-35: к сменной головке крепят захваты с проводниками, концы которых присоединяют к клеммам в зависимости от пределов измерений (например, 0-100 мВ). При первом и втором замерах на проверяемое контактное соединение симметрично накладывают захваты с насечкой. Затем производят третий замер на целом проводе. Качество контактного соединения оценивают сравнением падения напряжения от тока на участке той же длины целого провода при одной и той же токовой нагрузке. Набросы снимают специальной вилкой. Условие применения этого метода - одинаковая токовая нагрузка при обоих измерениях, что для контактной сети обеспечить трудно. Улучшить достоверность можно, применяя одновременно две штанги с одинаковыми параметрами.

Рисунок 4.3- Тепловизор TERMO TRACER TN7102WX

Рисунок 4.3.1- Тепловизор ThermaCAM E45



Рисунок 4.4- Указатели с легкоплавким припоем

Рисунок 4.5- Термоуказатели, установленные на питающих зажимах

4.3 Результаты тепловизионного контроля

Объезды вагон-лаборатории ВИКС-ЦЭ с тепловизионным контролем не дают ощутимых результатов на участках переменного тока. Тем не менее, такие объезды совершаются регулярно два раза в год по направлению основного грузового движения следом за тяжелым поездом.

Хорошие результаты дает тепловизионный контроль в ручном режиме, особенно на станциях с тяговыми подстанциями, пунктами параллельного соединения контактных подвесок и постами секционирования [12].

Всего за 2010 г. выявлено 9 дефектов (3 дефекта контактов разъединителей и 6 контактных соединений стыковок шлейфов). Результаты тепловизионного контроля, проводимые при этом расчеты и другие материалы представлены в Приложении Г.

Проанализировав существующие методы обнаружения нагрева на устройствах контактной сети, делаем вывод:

1) Наиболее эффективный прибором для контроля нагрева узлов контактной сети является тепловизор, применяемый как в "ручном" режиме, так и в составе ИВК ВИКС при объезде контактной сети. По мере развития техники и удешевления их производства необходимо оснащение тепловизорами дистанции электроснабжения и районы контактной сети.

2) Особенность тепловизионного контроля контактной сети - невозможность в большинстве случаев измерить ток нагрузки, и следовательно определить степень развитие дефекта.

3) Учитывая возможные последствия, все выявленные дефекты признаются опасными, подлежащими незамедлительному устранению.

5. Компьютеризированный вагон-лаборатория для контроля контактной сети (КВЛ-АРКС)

Рисунок 5.1- Компьютеризированный вагон-лаборатория для контроля контактной сети, автоматики и связи (КВЛ-АРКС)

Назначение: КВЛ-АРКС входит в состав диагностического комплекса "ЭРА". КВЛ-АРКС может эксплуатироваться как в составе комплекса, так и автономно, по отдельному графику. КВЛ-АРКС предназначен для комплексного автоматизированного контроля технических параметров контактной сети, технологических параметров напольных устройств систем автоматики, а также параметров технических средств поездной радиосвязи в реальном времени в соответствии с требованиями действующих нормативных документов ОАО "РЖД" для регламентированных параметров назначения. В состав бортовой аппаратуры КВЛ-АРКС входят:

- Бортовая автоматизированная система компьютеризированного вагона-лаборатории по испытанию контактной сети (БАС КВЛЭ.2);

- Система контроля и диагностики состояния путевых устройств железнодорожной автоматики;

- Система контроля связи и телекоммуникаций;

БАС КВЛЭ.2 обеспечивает решение следующих задач:

-контроль и автоматизированную балльную оценку технического состояния контактной сети; измерение положения контактного провода в плане (зигзаг); измерение высоты подвеса контактного провода;

-измерение расстояния фиксаторов и отходящих ветвей от поверхности полоза токоприемника в точках 600 мм от оси полоза токоприемника;

-фиксация отрыва токоприемника от контактного провода;

-фиксация удара токоприемника;

-фиксация опор и определение расстояния от оси рельсовой колеи до опоры контактной сети;

-определение расстояния от поверхности полоза токоприемника до помех;

-определение положения точки касания контактного провода на скосах;

-определение длины пролета между опорами;

-определение типа (переменное, постоянное) и величины напряжения контактной сети;

-измерение силы нажатия токоприемника на контактный провод;

-определение сверхнормативных отклонений параметров визуально наблюдаемых объектов контактной сети;

-тепловизионный и ультрафиолетовый контроль объектов контактной сети;

-видеоконтроль состояния обустройства контактной сети с возможностью фиксации отметок оператора и записи речевых комментариев и последующим сплошным или выборочным просмотром по заданным критериям (опоры, стрелки, отметки оператора и т.п.).

БАС КС позволяет производить обработку и оценку измеряемых параметров, хранение информации и представление ее пользователю в удобной форме, а также производить тестирование информационно-измерительной системы в автоматическом фоновом режиме. Применение измерительного полоза с бесконтактными датчиками обеспечивает высокую надежность работы и независимость от погодных условий. Применение оптического канала связи между высоковольтным и низковольтным оборудованием БАС КС обеспечивает помехозащищенность и большую скорость обмена информацией. Применение экономичных средств измерений и преобразовательной техники обеспечивает длительную работу бортовой автоматизированной системы от аккумуляторов вагонной системы электроснабжения. АСК АР обеспечивает решение следующих задач:

- измерение и контроль амплитудных и временных параметров сигналов автоматической локомотивной сигнализации непрерывного действия (АЛСН);

-измерение и контроль тока и длин шлейфов системы автоматического управления торможением (САУТ);

-контроль устройств регистрации перегрева букс и подступичных областей колесных пар вагонов (КТСМ);

-измерение и регистрацию параметров технических средств поездной радиосвязи.

При решении указанных задач обеспечиваются:

-автоматическая привязка измерительной информации к координате пути и техническим объектам;

-создание, хранение и документирование базы данных по участкам железной дороги;

-автоматизация процесса обработки и анализа измерительной информации и составления отчетных документов по результатам измерений.

Для всей получаемой БАС КС и АСК АР информации, включая видеоданные и отметки оператора, обеспечивается:

привязка к путевой координате, элементам ж.д. пути (стрелочные переводы, мосты, тоннели, переезды, рельсовые подкладки, электронные метки пути и т.д.);

геодезическая привязка (долгота, широта, высота) с использованием спутниковых навигационных систем типа ГЛОНАСС/GPS.

5.1 Разработка метода диагностики опор контактной сети с использованием лазерного датчика вибраций

Жесткие поперечины являются наиболее ответственными устройствами на контактной сети. От их состояния во многом зависит безопасность и бесперебойность движения поездов. Выход из строя даже одного ригеля может привести к длительным перерывам в движении поездов или даже к серьезной аварии. В настоящее время на электрифицированных железных дорогах эксплуатируют более 100 тыс. жестких поперечин.

Опыт эксплуатации ригелей жестких поперечин показывает, что после изготовления и монтажа они обладают высокой начальной безотказностью, и достаточно эффективны в эксплуатации. Однако с течением времени происходит исчерпание защитных свойств покрытий, они разрушаются и на металле конструкции развиваются коррозийные процессы. Эти процессы влекут за собой уменьшение сечения элементов конструкции, сопровождаются изменениями прочностных и деформационных свойств как основного металла, так и металла сварных швов. Все это приводит к снижению несущей способности ригелей и создает угрозу безопасности движения поездов, а в ряде случаев и к отказу конструкций.

Например:

18.03.10 в 12 час 11 мин отключились: фидера контактной сети №1,2 и СЦБ "Запад" и фидер ДПР "Запад" по тяговой подстанции Чарыш; фидера контактной сети № 1, 3, 4 по тяговой подстанции Теба; фидер контактной сети № 3 и фидер ДПР "Восток" по тяговой подстанции Междуреченск.

В 12 час 18 мин электромонтер района контактной сети станции Теба Шелест А.А. после осмотра станции доложил, что с опор контактной сети № 61- 62 упал ригель, подавать напряжение в контактную сеть нельзя. После чего энергодиспетчерским аппаратом выполнено выделение станции Теба и подано напряжение в к/сеть, ДПР и СЦБ участков Теба - Междуреченск и Теба - Чарыш.

В 13 час 36 мин со станции Чульжан была отправлена дрезина ПЧ-7 с краном КДЭ для выполнения работ по уборке ригеля. Восстановительные работы затруднялись тем, что дрезина АДМ № 1159 в момент повреждения устройств контактной сети находилась на ст. Лужба и выезд к месту повреждения был возможен только после освобождения перегона Теба - Лужба в 14 час 01 мин.

С 14 час 48 мин до 15 час 34 мин были выполнены работы по уборке ригеля и приведению контактной подвески в габарит электроподвижному составу. После чего организовано движение ЭПС с опущенными токоприемниками по 1 и 3 пути станции Теба с 106 км 10 пк по 107 км 1 пк, с выставлением сигналистов.

В 16 час 38 мин создан габарит по 2, 4 и 6 пути, подано напряжение в контактную сеть и организовано движение ЭПС с опушенными токоприемниками по четным путям станции Теба с 106 км 10 пк по 107 км 1 пк, с выставлением сигналистов.После организации движения электроподвижного состава с опушенными токоприемниками все работы выполнялись в технологические "окна" по мере подготовки.

Очевидной становится актуальность своевременного контроля состояния ригелей жёстких поперечин и диагностики их прочности. Применяемый в настоящее время визуальный контроль малоэффективен, так как требует подъёма обслуживающего персонала на конструкции, что в условиях наличия напряжения в контактной сети создает дополнительные трудности и не позволяет обнаруживать скрытые дефекты. В настоящем исследовании решена задача диагностики прочности ригелей с применением вибрационного метода.

Разработка вибрационного метода диагностики несущей способности металлических ригелей жёстких поперечин предусматривает:

- анализ основных видов повреждений в ригелях, влияние этих повреждений на несущую способность ригелей;

- определение основных закономерностей влияния повреждений на прочностные свойства металла поперечин;

- построение математических моделей процесса собственных колебаний ригелей с повреждениями в нижних накладках поясов;

- экспериментальные исследования колебаний ригелей с повреждениями;

- разработка методики диагностики и технических требований к аппаратуре.

Ригели жёстких поперечин изготавливаются в заводских условиях, и уже на этой стадии создания конструкций в них закладываются технологические дефекты изготовления, влияющие на надёжность эксплуатации. В большинстве случаев эти особенности связаны с качеством сварочных работ. Наибольшее значение имеют два вида дефектов: дефекты подготовки и сборки конструкций под сварку и непосредственно сварочные дефекты швов.

К дефектам подготовки и сборки ригелей относятся неправильный выбор зазора между стыкуемыми элементами, несовпадение стыкуемых плоскостей кромок, расслоения и загрязнения на кромках.

Наличие дефектов в соединениях может отрицательно сказаться на прочности и работоспособности ригелей.

Значительное влияние на работоспособность ригелей могут оказать также повреждения, возникающие в процессе эксплуатации. Одними из наиболее распространённых повреждений являются коррозионные повреждения. Процесс коррозии металла в значительной степени зависит от относительной влажности воздуха, создающей электролит на поверхности. Наибольшая скорость коррозии наблюдается при толщине плёнки электролита в пределах 10 мкм. При увеличении и уменьшении толщины плёнки скорость коррозии уменьшается. При наличии в атмосфере пыли и газов скорость коррозии металла увеличивается. Из газов наиболее агрессивными свойствами обладает диоксид серы. Отмечено также влияние на скорость коррозии, кроме пыли и газов, пространственное положение элементов конструкции и время года.

Пространственное положение элементов конструкции сказывается на том, что в загрязненных атмосферах замкнутые поверхности коррозируют быстрее, чем открытые поверхности. В зимнее время на конструкциях накапливается значительное количество агрессивных веществ из атмосферы. Эти вещества пропитывают продукты коррозии на металле, понижают температуру замерзания электролита и способствуют интенсивной коррозии даже при низких отрицательных температурах. В целом коррозия металла приводит к появлению коррозионного износа и снижению несущей способности ригелей. Кроме того, коррозионный износ приводит к изменению деформационных и прочностных свойств металла. При коррозионном износе превышающем 25-30%, деформативность стали уменьшается более чем на 40%, что должно учитываться при назначении допустимого износа стальных элементов.

В условиях эксплуатации возможно два вида диагностирования конструкций: объективное с использованием контрольно-измерительных приборов, позволяющее получать количественную информацию и субъективное, производимое при помощи органов чувств или простейшими техническими средствами, не дающее количественной оценки технического состояния объекта. В настоящее время известно множество методов диагностики металлических конструкций. Анализ этих методов показал, что большинство из них, не может быть использовано для диагностики ригелей жёстких поперечин. Эти методы в основном пригодны для диагностики конструкций и машин, к которым имеется хороший доступ. Доступ к ригелям жёстких поперечин крайне ограничен: во-первых, они расположены на большой высоте и, во-вторых - в зоне воздействия высокого электрического напряжения от контактной сети. В этих условиях обеспечить контактную диагностику практически не представляется возможным. Исключение составляет один из методов, требующий минимального контакта с ригелем, или вообще не требующий непосредственного контакта с конструкцией, который основан на анализе собственных колебаний конструкций и известен как вибрационный метод. Для осуществления вибрационного метода диагностики требуется выбор определяющих параметров, характеризующих состояние ригелей. Частота собственных колебаний конструкции, не зависит от сил трения в конструкции и может быть использована в качестве определяющего параметра при диагностике состояния ригелей. Для оценки влияния на частоту собственных колебаний жесткой поперечины её прочностных характеристик, а так же сечение контактной подвески, необходимо провести контрольные измерения колебаний заведомо целой поперечины и ригеля с различными степенями дефектности. Накопление базы данных по колебанию каждой конкретной жесткой поперечины на перегоне и наложение полученной базы на последующие измерения этой же поперечины на протяжении нескольких контрольных измерений даст наиболее полную картину состояния поперечины и позволит спрогнозировать дефекты. То есть проводя диагностирование каждой поперечины через определенный промежуток времени, наблюдая за конструкцией в течении всего срока службы с момента установки можно строить прогнозы какой конкретно ригель и через какой промежуток времени выйдет из строя. Выявлять дефекты в поперечинах трудоемкий процесс и очень однообразный, облегчить его позволит не сложное программное обеспечение, которое будет работать с базой данных колебаний каждой опоры в отдельности, сравнивать графики колебаний опор в ретроспективе и автоматически стоить прогнозы по состоянию опоры. Схема установки датчиков и распространение волновых колебаний от колесных пар воздействующих на опоры показано на рисунках 5.1, 5.2, соответственно. Установка датчиков вид с торца вагона показаны на рисунке 5.3



Рисунок 5.1- Схема установки датчиков

Рисунок 5.2- Схема распространения волновых колебаний на опоры контактной сети

Рисунок 5.3- Установка датчиков вид с торца вагона



Рисунок 5.4 -Схема расположения датчиков на конструкции вагона

5.2 Лазерно-ультразвуковой измеритель расстояния VERTEX LASER VL400

Vertex Laser VL400 - Лазерно-ультразвуковой дальномер объединяет в одном приборе две технологии лазерную и ультразвуковую близких измерений. Точные вычисления расстояния, высоты и уклона. Новая технология позволяит выполнить работу быстро и эффективно.

Дальние дистанции: Vertex Laser VL400 позволяет измерять расстояния до 400 метров! А с отражателем измеряемое расстояние увеличивается до 900 м! Vertex Laser VL400 удобен и для работы на линиях электропередач. Легко могут быть определены и измерены.



Рисунок 5.5- Лазерно-ультразвуковой измеритель расстояния VERTEX LASER VL400

Провисание проводов на линии электропередачи , пограничные деревья, высоты, углы и расстояния. Объективы оборудованы возможностью оптического увеличения: C красным, крестообразным прицелом увеличение - 1 - кратное Второй объектив - с 8 кратным увеличением (удобен для удаленных и тонких целей, например, проводов). Встроенный инфракрасный порт позволяет переносить данные на карманный или стационарный компьютер для дальнейшей обработки.

Таблица 4.2- Технические характеристики дальномера Vertex Laser VL400:

Размеры	95х72х58 мм.
Вес	290 грамм
Элемент питания	1хCR 2 (литиевая) 3 V
Температура	- 15 до + 450С
Измеряемая высота	0 - 999 метров
Точность измерения	0,1 метр
Измерение углов	- 55 до 85 градусов
Точность измерения углов	0,1 градус
Измеряемое расстояние без отражателя	до 350 метров
Измеряемое расстояние с отражателем	до 999 метров
Точность	±0,1 м. на расстоянии < 100 м. ±1м. на расстоянии > 100 м.

5.3 Принцип работы лазерного регистратора колебаний

В основу работы датчика, показанного на рисунке 5.6, положен принцип оптической триангуляции. Излучение полупроводникового лазера 1 фокусируется объективом 2 на объекте 6. Рассеянное на объекте излучение объективом 3 собирается на CCD-линейке 4. Процессор сигналов 5 рассчитывает расстояние до объекта по положению изображения светового пятна на линейке 4. Такие датчики выпускает фирма: ЗАО "Электронные технологии и метрологические системы" Россия, 124482, г. Москва, г. Зеленоград, Савёлкинский проезд, д. 4, офис 2101

Рисунок 5.6- Принцип работы лазерного регистратора колебаний и его внешний вид

5.5 Многоканальный синхронный регистратор-анализатор вибросигналов

Многоканальный синхронный регистратор-анализатор вибросигналов Атлант-8 является современным прибором, предназначенным для решения наиболее сложных задач в вибрационной диагностике состояния оборудования. Основу виброанализатора Атлант составляет переносный компьютер типа "ноутбук", в котором объединены функции регистрации сигналов, обработки, хранения. Функции первичной обработки вибросигналов, фильтрации и синхронного цифрового преобразования реализуются во внешнем блоке. К этому блоку подключаются вибродатчики и отметчик фазы, используемый при балансировке. Применение компьютера для обработки сигналов снимает практически все ограничения, свойственные обычным переносным приборам виброконтроля. Это - малое количество входных каналов, низкое быстродействие, ограниченный объем памяти. Возможность проведения непрерывной регистрации сигналов в течение десятков секунд или минут позволяет использовать такие приборы для регистрации переходных процессов в оборудовании, для контроля вибрационных процессов в тихоходных механизмах и т. д.