Поиск по сайту

<body bgcolor="#ffffff" text="#000000"> <a href="http://ww17.4joomla.org/?fp=A70ojXGh1wS1xS19fGrZt%2Bh6aXSvSOOb9ImArMOvXxr%2BOqPqvCigCt5bEoS%2FrpzshwBIn66da9K9IDww3cNSQe5ujkmHEA%2Fv31LmYryicnCv2Q%2B8z3gKPc7sEUjywJW7AGZpHZbETm5KfPyOrV5EzZceOQG889FkQgwNBSTxvnA%3D&prvtof=u7o4gJu4ezOeth4SLp%2FqUweBv%2FvKGhbheSIAd9%2BifX0%3D&poru=RIVOBy5Xu2Xy9lBnIxMaOkeJEYln2nS54JLSNyHJksJoquwtUSSL%2BU53W9zJ58KVumxlKf%2FSpCbgDc%2Bn9rmH3XFv9kpn0ofXfvYIVZCgyBvixYkp6SVLIMAaAE%2F9%2B%2FMQ&">Click here to proceed</a>. </body>

Одной из важных задач снаряда-профилемера является определение радиу­сов поворотов и углов изгибов трубопровода.

Геометрическая интерпретация способа определения радиуса изгиба участка трубы по сигналам пояса профильных датчиков, размещенных в центре снаряда, представлена на рис. 19.

 

Рис. 19. Схема определения радиуса изгиба МТ по сигналам профильных датчиков, по сигналам одометров

По сигналам профильных датчиков y1=r+h, y2=r-h , где r -  радиус снаряда, можно определить смещение оси снаряда относительно оси трубы по формуле

h=(y1-y2)/2

При известном расстоянии L между, опорными эластичными манжетами радиус изгиба МГ определяется выражением:

Погрешность сигналов профильных датчиков включает в себя инструментальные ошибки датчиков и погрешность за счет деформации манжет и составляет Δh≈15мм, , а изменение расстояния между манжетами ΔL≈5мм. Анализ уравнений ошибок для выражения (1) показывает, что при измерении радиуса изгиба погрешность определения составит порядка 16 %.

 

Использование трех поясов профильных датчиков как в снарядах ЗАО «Нефтегазкомплектсервис», так  и ЗАО НПО «Спецнефтегаз», позволяет алгоритмически скомпенсировать погрешности определения радиуса изгиба из-за несоосности снаряда и трубопровода, обусловленной деформациями манжет.

 

Алгоритм определения радиуса изгиба МТ по сигналам одометров

 (рис. 19) имеет вид

где: Δs1Δs- вариации сигналов одометров за время прохождения снарядом изгиба трубопровода, D - диаметр МТ.

Размещение отключающих устройств на газопроводах

Отключающие устройства на наружных газопроводах размещаются:

а) подземно - в грунте (бесколодезная установка) или в колодцах;

б) надземно - на специально обустроенных площадках (для подземных газопроводов), на стенах зданий, а также на надземных газопроводах, прокладываемых на опорах.

Подробнее...

Провод спутник. Особенности монтажа

Для прокладки подземных газопроводов сегодня широко используются полиэтиленовые трубы, пришедшие на смену стальным. Среди основных положительных свойств использования полиэтиленовых газопроводов можно выделить:

Подробнее...

Пересечения газопроводами естественных и искусственных преград

Переходы газопроводов через водные преграды предусматривают на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации существующих и строительства проектируемых мостов, гидротехнических сооружений, перспективных работ в заданном районе и экологии водоема.

Подробнее...

Подземный газопровод. Прокладка подземного газопровода

Минимальные расстояния по горизонтали от подземных газопроводов до зданий и сооружений принимаются в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, СНиП II-89, приведенными в приложении.

Расстояние от газопровода до наружных стенок колодцев и камер других подземных инженерных сетей следует принимать не менее 0,3 м (в свету) при условии соблюдения требований, предъявляемых к прокладке газопроводов в стесненных условиях на участках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев и камер других подземных инженерных сетей менее нормативного расстояния для данной коммуникации.

Подробнее...

Полиэтиленовые газопроводы. Особенности технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов

Присоединение построенного газопровода следует выполнять по технологическим инструкциям или картам, разработанными в соответствии с настоящими Правилами, Требованиями промышленной безопасности систем распределения и потребления природных газов и другими нормативными документами и утвержденными в установленном порядке.

Подробнее...

Обследование газопровода

Техническое обследование газопроводов приборным методом

1. Подготовительные работы по приборному техническому обследованию подземных газопроводов

1.1. Операторы, проводящие приборное техническое обследование газопроводов, должны иметь маршрутные карты.

Подробнее...

Вибрационный метод контроля

Вибрационный метод контроля технического состояния машин (вибродиагностика) является одним из информативных и доступных методов диагностики. Применительно к оборудованию НПС вибродиагностика позволяет контролировать техническое состояние магистральных и подпорных насосных агрегатов в режиме постоянного слежения за уровнем вибрации, а также оценивать работоспособность вентиляторов, насосов систем охлаждения, маслоснабжения, отопления, откачки утечек и прочего оборудования путем периодического измерения и анализа параметров вибрации. На рис. 43 приведена типичная стационарная система контроля в реальном масштабе времени. 

Подробнее...

Акустико-эмиссионный контроль

Под акустической эмиссией (АЭ) понимается возникновение в среде упругих волн, вызванных изменением ее состояния под действием внешних или внутренних факторов. Акустико-эмиссионный метод основан на анализе этих волн. Целью АЭ контроля является обнаружение, определение координат и слежение (мониторинг) за источниками акустической эмиссии.

Подробнее...

Ультразвуковые внутритрубные дефектоскопы

Физической основой ультразвуковой дефектоскопии является свойство ультразвуковых волн отражаться от несплошностей. Действие приборов ультразвукового контроля основано на посылке ультразвуковых импульсов и регистрации отраженных акустических эхо-сигналов или ослабленных сигналов (в случае нахождения приемника сигналов в акустической тени, созданной дефектом). Посылка ультразвуковых импульсов и прием ультразвуковых сигналов производится пьезоэлементами (пьезоэлектрическими преобразователями), преобразующими переменное электрическое поле в акустическое поле и наоборот.

Подробнее...

Навигационный снаряд

Получение всесторонних данных о состоянии трубопровода, объединение этих данных и проведение их анализа для формирования эффективной стратегии эксплуатации и обслуживания – вот цель комплексной диагностики. Оптимальным решением такой задачи является проведение внутритрубного обследования трубопровода с определением дефектов геометрии и выявлением трубных аномалий с последующим картографированием результатов обследования. Интеграция данных пространственного расположения и качественных характеристик трубопровода предоставляет широкие возможности для анализа текущего состояния трубопровода и обоснованного долговременного прогнозирования изменений. На рис. 32 показан навигационный снаряд.

Подробнее...