Нами очищены и обследованы внутритрубными дефектоскопами более 3800 километров трубопроводов диаметром от 159 мм до 1420 мм.

Цель услуги:

1. Обследование технического состояния трубопровода.

2. Расчеты на прочность (максимального разрешенного давления) и долговечность (остаточного ресурса) по результатам обследования.

3. Экспертиза промышленной безопасности. Лицензия № ДЭ-00-013475.

Этапы технологии внутритрубной диагностики:

1. Подготовительные работы - определение (по данным опросного листа) и обеспечение контролепригодности обследуемого трубопровода.

2. Очистка внутренней полости трубопровода от инородных предметов, окалины, остатков электродов, асфальтосмолистых, парафиновых и пирофорных отложений.

3. Калибровка трубопровода - определение минимального проходного сечения трубопровода и обеспечение 70% проходимости от наружного диаметра (т.е. устранение всех дефектов геометрии, превышающих 30% от наружного диаметра).

4. Обследование трубопровода профилемером - выявление дефктов геометрии трубопровода (вмятин, гофр, овальности) и изерение радиуса поворотов. Обеспечение проходимости трубопровода в 85% от от наружного диаметра (устранение всех дефектов геометрии, превышающих 15% от наружного диаметра) и минимального радиуса поворота трубопровода, равного 1,5Dн или 3Dн (Rпов. должно быть более или равно 1,5Dн или 3Dн в зависимости от применяемого после пофилеметрии дефектоскопа).

5. Обследование трубопровода внутритрубными магнитными (MFL и TFI) и/или ультразвуковыми дефектоскопами - выявление таких дефектов, как: коррозия (внутренняя, наружная, точечная и сплошная), стресс-коррозия под напряжением, расслоения, включения, разноориентированные трещины и др. дефекты стенки трубопровода.

6. Расчет на прочность и долговечность (остаточного ресурса) и экспертиза промышленной безопасности.

С 2007 г. нами выполнены работы по внутритрубной диагностике и экспертизе промышленной безопасности трубопроводов (в т.ч. подводных переходов) в ОАО АНК «Башнефть», ОАО «Удмуртнефть», ООО «Белкамстрой», ОАО «Белкамнефть», ЗАО «Нафтатранс», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «БПО-Отрадный», АО "Шешмаойл", "СНПС-Актобемунайгаз", ОАО "РН-Краснодарнефтегаз" и др.

Опыт работ по внутритрубной диагностике нефтегазопроводов более 10 лет.

Внутритрубная диагностика (ВТД) линейной части магистрального газопровода (ЛЧ МГ) на сегодня является самым эффективным способом получения информации о состоянии магистральных газопроводов и их целостности. Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика» (ООО «НПЦ «ВТД») является лидером по достоверности предоставляемых результатов по ВТД (на уровне 90–95%) среди российских и зарубежных компаний.

Текст: Н. Н. Иванова, С.В. Налимов, В. Е. Лоскутов, Б. В. Патраманский.

ООО «НПЦ «ВТД» разрабатывает и производит собственные диагностические внутритрубные комплексы диаметрами от 219 мм до 1420 мм и оказывает услуги по ВТД отечественным и зарубежным операторам трубопроводов.

Среди отечественных - такие крупнейшие компании, как ПАО «Газпром» и дочерние общества ПАО «Роснефть».

Ежегодный объем работ по ВТД, выполняемых ООО «НПЦ «ВТД» на объектах ПАО «Газпром», составляет более 20 тысяч километров, или около 90% всего годового объема работ по внутритрубной диагностике линейной части магистральных газопроводов.

Внутритрубные диагностические комплексы, применяемые ООО «НПЦ «ВТД», обнаруживают практически все встречающиеся в газопроводах дефекты, образующиеся при производстве трубы, при строительстве трубопровода и его эксплуатации.

При производстве трубы - это расслоения, дефекты проката, аномалии продольных сварных швов (непроваренные стыки); при строительстве трубопровода - вмятины, гофры, задиры, дефекты сварки кольцевого шва, плохая изоляция, которая в процессе эксплуатации трубопровода становится причиной развития коррозийных повреждений, а также в сочетании с другими факторами (высокое давление в трубопроводе, доступ грунтовых вод, кислотность почв, загрязненный металл трубы и др.) способствует возникновению самого опасного дефекта - мелких трещин КРН (коррозионного растрескивания под напряжением).

Дефекты КРН представляют собой мелкую сетку трещин на поверхности трубы, которые при определенных условиях объединяются в магистральную трещину, и происходит разрушение трубопровода.

Рисунок 1. Диаграмма дефектов, обнаруженных по результатам выполнения работ по ВТД в первом полугодии 2017 года.

На рисунке 1 представлена диаграмма дефектов, обнаруженных по результатам выполнения работ по ВТД в первом полугодии 2017 года. Как видно из диаграммы, более 80% из общего числа дефектов составляют коррозионные повреждения и около 10% - аномалии кольцевых сварных швов.

Дефекты таких типов надежно обнаруживаются внутритрубными инспекционными приборами (ВИП) продольного намагничивания (по зарубежной классификации - MFL).

Однако для поиска и обнаружения продольных трещин и зон трещин КРН создаются ВИП поперечного намагничивания (TFI), поскольку приборами типа MFL их обнаружить невозможно.

Необходимо отметить, что приборы MFL и TFI работают на магнитном принципе контроля, который основан на регистрации полей рассеяния от дефекта в стенке трубы. Зоны трещин КРН при намагничивании организуют достаточно слабые поля, которые трудно зафиксировать датчиковой системой.

Специалистами ООО «НПЦ «ВТД» создан высокочувствительный прибор поперечного намагничивания, способный обнаруживать зоны продольных трещин глубиной 15–20% от толщины стенки трубы.

Одной из самых серьезных задач при выполнении работ по ВТД является создание специальных алгоритмов и программных продуктов, с помощью которых производится обработка и расшифровка записанной внутритрубными приборами информации.

Благодаря участию специалистов компании в обследовании дефектов в более чем 4,5 тысячах шурфов удалось создать алгоритмы, точно отражающие параметры разных типов дефектов.

Количество аномалий кольцевых стыков в приведенной диаграмме составляет 9,6%, в численном же выражении на участок газопровода в среднем приходится 300–400 штук. Поскольку опасность аномалий не определена, оператору трубопровода по действующим нормативным документам необходимо все аномалии отшурфовать, снять изоляцию и обследовать наружными переносными дефектоскопами каждый стык. При этом оператор вынужден проделать огромную работу и понести затраты, хотя опасных стыков под вырезку может быть несколько.

В ООО «НПЦ «ВТД» в дополнение к существующим ВИП создан прибор - интроскоп. Его назначение – контроль внутреннего рельефа поверхности трубы. С помощью интроскопа удалось ранжировать аномалии кольцевых швов на три категории: «а» - опасные, «b» - под наблюдение, «с» - неопасные.

Теперь оператору трубопровода необходимо в течение указанного в отчете периода отшурфовать дефекты категории «а» и отремонтировать, избегая при этом огромных затрат на шурфовку остальных аномалий.

Среди достижений последнего времени необходимо указать создание специалистами ООО «НПЦ «ВТД» методики определения непроектных изгибов трубопроводов.

Если радиус поворота оси трубопровода будет меньше допустимой величины, в нем возникает напряженно деформированное состояние (НДС), которое может привести к пластической деформации или даже к разрыву. Реализация технологии определения непроектных изгибов стала возможной при установке в ВИП высокоточных навигационных систем.

В целом благодаря созданному внутритрубному оборудованию, разработанным алгоритмам и методикам, комплексу ремонтных работ по удалению опасных дефектов по результатам ВТД, выполняемому газотранспортными обществами ПАО «Газпром», и восстановлению несущей способности газопроводов при их периодическом обследовании удается поддерживать безопасную эксплуатацию газотранспортной системы ПАО «Газпром» на необходимом уровне.

Методы внутритрубной диагностики направлены на определения размеров и месторасположения дефектов в стенках труб, а также на выявление и оценку факторов, оказывающих влияние на возникновение и развития коррозионных процессов.

Радиационный метод

В основе радиационного метода лежит ионизирующее излучение в форме рентгеновских лучей и гамма-излучения. С одной стороны объекта устанавливают источник излучения – рентгеновскую трубку, с другой – детектор, фиксирующий результаты просвечивания (рентгеновские пленки).

Диагностика трубопроводов ультразвуком

Ультразвуковой метод контроля основан на способности энергии ультразвуковых колебаний распространять с малыми потерями в однородной упругой среде и отражаться от наружной оплошности этой среды. По интенсивности и времени отражения определяется размер и местоположение дефекта.

Звуковые волны не изменяют траектории движения в однородном материале. Отражение акустических волн происходит от раздела сред с различными удельными акустическими сопротивлениями. Чем больше различаются акустические сопротивления, тем большая часть звуковых волн отражается от границы раздела сред. Так как включения в металле часто содержат воздух, имеющий на несколько порядков меньшее удельное акустическое сопротивление, чем сам металл, то отражение будет практически полное.

Разрешающая способность акустического исследования определяется длиной используемой звуковой волны. Это ограничение накладывается тем фактом, что при размере препятствия меньше четверти длины волны, волна от него практически не отражается. Это определяет использование высокочастотных колебаний - ультразвука. С другой стороны, при повышении частоты колебаний быстро растет их затухание, что ограничивает доступную глубину контроля. Для контроля металла наиболее часто используются частоты от 0.5 до 10 МГц.

Применение ультразвукового метода для определения линейной части МГ связано с измерением толщины стенки трубы, выявления слоистости, различных тешен, а также дефектов сварки (непровар, пористость, пустоты, сколы).

Диагностика трубопроводов при помощи видеосъемки

Применение разнообразных методик анализа состояния трубопроводных систем часто на заключительном этапе, при выявлении дефектов и недостатков, сопровождается визуальным осмотром с помощью специальной видеосистемы. Диагностика труб изнутри проводится специальными роботами-автоматами, которые передвигаясь по определённым участкам трубопроводных коммуникаций, передают непрерывный видеосигнал, чётко отражающийся в виде качественного цветного изображения на экране монитора оператора. С помощью данного метода в трубе можно обнаружить механические дефекты, трещины, пробои, нарушения сварных соединений, приводящие к утечке, а также участки с большими нарастаниями различных отложений или засорами.

Опрессовка труб

В качестве самого старого и надежного способа, обладающего высокой точностью и надежностью, в комплексе с низкой себестоимостью проведения, используется метод опрессовки труб высоким давлением. После монтажа трубопровода в него подается под высоким давлением газовая смесь, преимущественно инертные газы или водяной пар. Превышающее рабочее давление примерно в пять раз, далее наблюдаются стыки, сварные швы и места крепления трубопроводов к котельному оборудованию. За счет разности давлений внутри и снаружи трубы, утечка сразу становится видна из-за потока конденсированного пара, выпадающего в осадок при резком падении давления.

Акустические - шумометрия (измерение звуковых колебаний в потоке газа) позволяет по записанным данным строить диаграммы интервалов пласта, из которых газ поступает в скважины, и производительность каждого из них.

Термометрия (измерение температуры по стволу скважины) позволяет определить места притока газа в скважину, наличие и места утечек газа из скважины при нарушении герметичности колонн или цементного кольца.

Метод магнитной дефектоскопии

Метод магнитной дефектоскопии основан на рассеивание магнитного потокаMFL(MagneticFluxLeakage).

Принцип метода рассеяния магнитного потока заключается в следующем. Локальное однородное статическое магнитное поле прикладывается изнутри к магнитопроницаемой стенке трубы. Магнитное поле связано в теле трубы. Наличие коррозии или других потерь металла уменьшает эффективную толщину стенки трубы. Это обуславливает возмущения магнитного поля, которые называются полями рассеяния, поскольку поле вытекает из трубы. В таких местах величина магнитного потока, регистрируемая датчиками Холла, уменьшается.

Трубопроводы подвергаются инспекции при помощи снарядов (автономные устройства, использующие технологию MFL). Снаряды оборудованы магнитной системой, наборов датчиков Холла для обнаружения утечек магнитного потока рассеяния из стенки трубы и бортовым компьютером для регистрации хранения измеренных величин магнитных полей, получаемых при обследовании металлических труб в течение всего времени прохождения снаряда по трубопроводу. Снаряд запускается вместе с потоком газа со средней скоростью 3 м/с. Диагностической информацией для внутритрубного дефектоскопа является двумерный магнитный сигнал (магнитограмма), характеризующий топографию поля рассеяния на внутренней поверхности трубопровода. Этот сигнал формируется кольцом датчиков Холла. С учетом расположения датчиков и шага сканирования дискретизация распределения магнитного поля осуществляется на сетке (3х5) ÷(5х10) мм. Полученный таким образом сигнал позволяет восстановить топологию поля, на основании которой определяется тип дефекта и его геометрические параметры – длина, ширина и глубина.

Ни один из современных способов внутритрубной диагностики трубопроводов с применением интеллектуальных поршней, использующих магнитные и ультразвуковые методы обследования, не позволяет выявить за один прогон снаряда 100% дефектов. Объясняется это, прежде всего тем, что каждый из применяемых методов имеет те или иные ограничения по выявлению дефектов определённого типа. В частности, серьёзным недостатком ультразвукового метода обследования является необходимость наличия контактной жидкости или геля, что делает его практически неприемлемым для диагностирования газопроводов.

Одним из методов, лишённых такого недостатка является метод электромагнитно-акустического преобразования (ЭМАП).

Принцип действия ЭМАП способа заключается в трансформации электромагнитных волн в упругие акустические. Как и в контактных ультразвуковых методах контроля, при дефектоскопии с применением ЭМАП используют преимущественно два способа генерации и регистрации ультразвуковой волны - импульсный и резонансный. Для реализации импульсного метода, наиболее часто применяемого для целей диагностики, в основном применяют те же электронные блоки, что и в традиционных ультразвуковых приборах, в которых возбуждение и приём ультразвука осуществляется с помощью пьезопреобразователей. Различие заключается в том, что вместо пьезоэлемента используется катушка индуктивности и имеется устройство для возбуждения поляризующего магнитного поля. В результате взаимодействия силы Лоренца и магнитострикции (магнитострикция - явление изменения формы и размеров тела при намагничивании; характерна для ферромагнитных веществ и измеряется относительной величиной удлинения ферромагнетика при намагничивании) с металлической поверхностью возникает акустическая волна, распространяющаяся в стенке трубы. В данном случае обследуемый материал сам является преобразователем.

Считается, что для уверенной работы ЭМА дефектоскопа необходимы магнитные поля с напряжённостью порядка 106 А/м. Современные дефектоскопы с использованием в конструкции разрезного магнитопровода с контролируемым прижимом постоянных магнитов к внутренней стенке трубы позволяют создать напряжённость магнитного поля в области действия ЭМА преобразователей (ЭМАП) до 30 кА/м.

Трещины и коррозионное растрескивание нарушают направленную ультразвуковую волну, что вызывает отражённый эхо-сигнал. На основе анализа отражённого эхо-сигнала делаются выводы о состоянии стенки трубы.

Таким образом одним из главных достоинств дефектоскопа с использованием ЭМАП является его уникальная способность по выявлению дефектов, обусловленных взаимодействием металла в напряжённым состоянии и коррозионной среды - стресс-коррозионного растрескивания, а также растрескивания вследствие водородного насыщения.

Следует отметить, что стресс-коррозионные поражения характерны для газопроводов высокого давления и являются крайне опасными дефектами, выявление и локализация которых представляет собой очень сложную задачу.

Побочным эффектом разработки внутритрубных инспекционных снарядов с использованием ЭМАП оказалась их способность выявлять состояние изоляционного покрытия. При этом по характеру зарегистрированных сигналов можно разделить состояние изоляционного покрытия трубопровода на категории:

• отслоение без нарушения целостности;
• нарушение целостности (отсутствие) изоляционного покрытия;

что очень важно при реализации программы переизоляции трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительные сроки.

Технические возможности наиболее передовых компаний, занимающихся разработками внутритрубных инспекционных снарядов, позволяют оснастить дефектоскопы инерциальными измерительными системами на базе оптоволоконных гироскопов. Указанная система выполняет картографирование трубопровода, т.е. определяет его пространственное положение в координатах DGPS. В дальнейшем, при обработке данных обследования, для каждого выявленного дефекта определяются координаты DGPS, которые заносятся в общую электронную базу данных обследования, которая передаётся оператору трубопровода.

Оперируя базой данных обследования, оператор трубопровода может самостоятельно разработать программу ремонта. При этом, если ранее, когда исчерпывающая информация о состоянии изоляции трубопроводов была недоступна операторам трубопроводов, т.е. о её состоянии судили по косвенным признакам (результаты дефектоскопии на потерю металла, выборочные шурфовки, обследование состояния системы ЭХЗ и т.п.), то при появлении на внутритрубном диагностическом рынке технологии ЭМАП отпадает необходимость в глобальной переизоляции трубопроводов. Что позволяет операторам трубопроводов экономить колоссальные средства. А если учесть, что данный вид инспекционных снарядов даёт дополнительную информацию по трещиноподобным дефектам, экономический эффект от их применения оказывается ещё больше.

Инспекционный снаряд с использованием ЭМАП состоит из следующих системных компонентов:

• батареи;
• устройства записи и хранения информации;
• блока определения трещин;
• блока определения отслоения изоляции;
• блока одометра;
• блока контроля скорости (опция)

Полевые испытания снарядов ЭМАП подтверждают, что прибор с высокой точностью определяет плоские трещины и различные степени нарушения изоляции:

Изоляция, нанесённая в полевых условиях, и соответствующие данные обследования

К основным преимуществам снаряда ЭМАП можно отнести следующие:

• сенсоры не требуют контактной жидкости, что позволяет использовать снаряд для обследования как жидкостных, так и газовых трубопроводов;
• на сигналы ЭМАП не оказывает влияния среда, вследствие чего достигается высокая точность измерений;
• особые возможности обнаружения стресс-коррозионного растрескивания; колоний трещин и различных видов отдельных трещин (сетка трещин, внешние продольные трещины на границе сварного шва, усталостные трещины), а также трещины в продольных швах или в зоне, примыкающей к ним;
• это единственный внутритрубный инспекционный снаряд, определяющий наружное отслоение изоляции;
• возможность комбинирования с другими инспекционными технологиями для создания высокоэффективного инспекционного снаряда; например, возможна комбинация с блоком картографирования и блоком контроля скорости (скорость снаряда до 5 м/с при скорости потока перекачиваемой среды до 12 м/с - не уменьшается пропускная способность трубопровода).

Отправить заявку на эту услугу

Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов

2. Внутритрубная диагностика газонефтепроводов

Внутритрубная дефектоскопия зарекомендовала себя как наиболее информативный метод и по существу является основным при диагностике линейной части газопроводов. Многолетний опыт работы по внутритрубной дефектоскопии на трубопроводах позволил сформулировать основные критерии выбора метода внутритрубной инспекции для различных трубопроводов.

Решение об обследовании промысловых трубопроводов приборами внутритрубной дефектоскопии принимает заказчик. Обследование следует проводить исходя из технико-экономической целесообразности и в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов.

Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;

дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;

продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя:

Пропуск скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами, для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода;

Пропуск шаблона-профилемера для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами;

Пропуск профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5-7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа;

Пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов, а также удаления посторонних предметов;

Пропуск дефектоскопа. Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5-2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропуска снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации. Перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы.

Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов

Техническое диагностирование трубопровода - определение технического состояния трубопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния...

Динамометрирование скважинной штанговой насосной установки

В ПО "DinamoGraph" используются следующие алгоритмы (разработка ООО НПП "ГРАНТ"): - расчета периода и начала динамограммы, позволяющие автоматизировать обработку данных...

Капитальный ремонт линейной части магистрального газопровода Уренгой-Помары-Ужгород с заменой трубы

На каждый газопровод на основании результатов анализа технической документации разрабатывается индивидуальная программа диагностирования, которая включает: Рисунок 1...

Методы диагностики тягового электродвигателя (ТЭД)

Методы оценки технического состояния газоперекачивающих агрегатов

При вполне удовлетворительном техническом состоянии агрегата и его опорных узлов необходимо иметь сведения об интенсивности и характере износа поверхностей трения...

Моделирование неисправностей шарикоподшипников качения на примере двухрядного сферического подшипника

Подшипник качения является самым распространенным и наиболее уязвимым элементом любого роторного механизма...

Основные этапы монтажа аппаратуры автоматического регулирования и управления

Приводы путевых машин

Испытание проводится в рабочем режиме для каждого контура. Присутствует напряжение на соленоидах распределителя Р и клапана КП. Шток Ц полностью выдвинут...

Приводы путевых машин

Испытание проводится в режиме холостого хода для каждого насоса. КП находится в режиме переливного. Напряжение на соленоидах распределителей и клапанов отсутствует. Вторичная защита отключена. ГТ установлен в напорной линии насоса перед КП...

Приводы путевых машин

Испытание ГЦ осуществляется в рабочем режиме. Производится переключение Р1 или Р2 во все рабочие позиции и втягивание/выдвижение штоков цилиндров на полный ход. Вторичная защита отключена...

Приводы путевых машин

Испытание гидромотора производится в рабочем режиме путем установки гидротестера в линии после распределителя. Распределитель переведен в рабочую позицию. КП первичной защиты работает в режиме предохранительного, вторичная защита отключена...

Проектирование цеха роликовых подшипников

Большое количество роликовых подшипников, находящихся в эксплуатации, выдвигает повышенные требования к надежности их работы в буксовых узлах колесных пар...

Развитие теоретических принципов технической диагностики

С начала 1970-х годов проблеме диагностики и изоляции отказов динамических процессов стали уделять все большее внимание. Было изучено и разработано большое количество методологий основанных на физической и аналитической избыточности...

Системы обнаружения утечек в нефте- и нефтепродуктопроводах

Метод основан на звуковом эффекте (в ультразвуковом диапазоне частот), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие стенке трубопровода. Ультразвуковые волны создают звуковое поле внутри трубопровода...

Современные технологии ремонта оборудования производства на базе аутсорсинга

Диагностика осуществляется с помощью специальных систем мониторинга и диагностических устройств...