Существующие методы определения мест негерметичности трубопроводов

Количество вышедших нефти или газа в окружающую среду при потере герметичности зависит от диаметра трубопровода, давления транспортировки, расстояния между задвижками, удаленности их до места повреждения, рельефа местности, места и размера повреждения, времени его обнаружения и устранения. Объем вышедшей нефти или газа может оказаться значительным даже при относительно небольшом повреждении, если оно остается незамеченным в течение длительного времени.

Проблемы непрерывного контроля герметичности, обнаружения места утечки из магистральных нефтегазопроводов, промысловых трубопроводов и распределительных газопроводов в процессе строительства и эксплуатации являются одними из самых актуальных. Быстрое обнаружение нарушений герметичности и ее оперативное восстановление позволяют существенно снизить ущерб от повреждения трубопровода.

Таким образом, проверка герметичности является основной функцией контроля технического состояния собственно трубопровода. Проверка герметичности, необходимая по условиям эксплуатации, осложнена трудностью контроля такого протяженного и распределенного объекта, каким является линейная часть магистральных трубопроводов, промысловых нефтегазопроводов и распределительных газопроводов. Целесообразно организовать многофакторный контроль, включающий методы режимного анализа параметров транспортировки и балансового учета, периодические аппаратурные телеметрические или вдольтрассовые измерения, а также непосредственное наблюдение по трассе.

Применение различных методов обнаружения утечек нефти, газа и нефтепродуктов обусловливается многими факторами: режимом работы, параметрами и конструкцией трубопровода, профилем трассы, свойствами перекачиваемого продукта, климатическими и погодными условиями, режимом контроля, требованиями к охране окружающей среды, экономичностью и т.д., каждый из которых имеет свои преимущества и недостатки.

Суть режимного контроля за герметичностью трубопровода заключается в наблюдении за давлением в нем по всей трассе с помощью электроконтактных манометров с передачей показаний в диспетчерскую. Имея перед собой профиль трубопровода с нанесенным на нем гидравлическим уклоном, диспетчер при помощи вычислительной техники может сопоставлять фактические давления по трассе с давлением, установленным технологической картой. Давление в любой точке трубопровода на графике представляет собой отрезок между линией гидравлического Уклона и точкой пересечения профиля. Сравнение фактического Давления и установленного технологической картой позволяет обнаружить утечку продукта. В то же время необходимо иметь в виду, что различия в давлениях имеют место при других повреждениях трубопровода: частичной закупорке посторонними предметами, отложениями парафинов, гидратов, а также при Не полностью открытой линейной задвижке.

Определение негерметичности по падению давления затрудняет однозначное определение наличия утечки продукта. Во всех случаях при изменении гидравлического уклона необходимо направить подвижную аварийно-ремонтную бригаду для обследования трассы.

Контроль герметичности нефтепровода можно также вести путем сравнения количества отпущенных и поступивших на конечный пункт нефти или газа с учетом сброса их в емкости промежуточных перекачивающих станций или путевых наливных пунктов и нефтебаз, а также газохранилищ. Течь обнаруживается, если на конечный пункт поступает продукта меньше, чем откачано (балансовый учет). Система балансовых учетов позволяет контролировать герметичность трубопровода при соответствующей надежности замеров и точности первичных приборов. Поэтому путем проведения оперативного (обычно с двухчасовым интервалом) учета можно выявить лишь достаточно крупную аварию.

В большей степени функциям контроля герметичности отвечают инвентаризационные балансы транспортировки, выполняемые при обязательном соблюдении одновременности и точности замера давления и температуры и условий отбора продукта для определения физических параметров. Обнаружение сверхнормативного дебаланса транспортировки квалифицируется как ненормальная ситуация. При этом выполняются повторные инвентаризации для уточнения величины дебаланса. Периодические односторонние дебалансы со всей очевидностью указывают на наличие утечек. Если при проверке состояния оборудования станций не удается объяснить причины расхождения, то осуществляют поиск места потери герметичности линейной части.

Периодические вдольтрассовые проверки герметичности трубопровода устанавливают на основании визуальных инспекции трассы непосредственным обходом или воздушным патрулированием, а также специальными локаторами, основанными на акустических, газоаналитических, спектрографических способах контроля.

Известные системы непрерывного контроля герметичности имеют ряд недостатков. Рассмотрим кратко методы, которые используются в системах контроля за герметичностью трубопроводов. Все известные методы контроля подразделяются на две группы: ..

динамический (непрерывный) контроль, осуществляемый без остановки перекачки;
статический контроль, осуществляемый во время остановки перекачки продукта по трубопроводу.

К группе методов динамического контроля относятся следующие методы:

постанционного сравнения расходов;
количественного сравнения расхода (линейный баланс);
дифференциального измерения мгновенного расхода;
измерения давления вдоль трассы трубопровода;
отрицательной ударной волны;
радиоактивный;
акустической эмиссии;
акустический (в том числе ультразвуковой) и др.

К группе методов статического контроля относятся следующие методы:

измерения падения давления;
измерения дифференциального давления.

Кратко рассмотрим и проанализируем каждый из методов контроля.

Группа методов динамического контроля. Метод постанционного сравнения расходов основан на постоянстве мгновенного расхода продукта вдоль трубопровода при отсутствии утечки. Метод позволяет оперативно определять утечки с расходом более 20 м³/ч, но имеет следующие недостатки: не определяет место утечки и не обнаруживает малые утечки. Размер утечки, которую можно обнаружить по изменению расходов, зависит от точности измерений и колебаний этих параметров.

Метод количественного сравнения расходов (линейного баланса) основан на сравнении суммарного баланса продукта в начале и в конце трубопровода за определенный промежуток времени (1-2 ч). Метод оперативно определяет утечки с расходом более 20 м³/ч. Дифференциальный метод основан на постоянстве величины измеренного мгновенного расхода продукта при отсутствии утечки. Этот метод очень оперативно (от долей До нескольких секунд) определяет крупные утечки с расходом более 100 м³/ч.

Метод линейного баланса и дифференциальный метод имеют те же недостатки, что и метод постанционного сравнения, т.е. не определяют место утечки и не обнаруживают малые утечки.

Метод измерения давления вдоль трассы трубопровода основан на измерении и сопоставлении давлений вдоль трассы до утечки и после нее. Метод оперативно определяет утечки. Предел чувствительности утечки - 50 м³/ч. Недостатки: определяет место утечки с точностью расстояния между манометрами и не обнаруживает малые утечки.

Метод отрицательной ударной волны основан на фиксации волны понижения давления, распространяющейся вдоль трубопровода при возникновении утечки. Достоинство этого метода - оперативно (10-30 с) определять утечки с расходом более 1,5- 5,0 м³/ч. Но имеет следующие недостатки: не обнаруживает малые и медленно нарастающие утечки; имеет относительно высокую погрешность определения места утечки, особенно на трубопроводах, уложенных надземно-подземно или через водные преграды, овраги, болотистую местность, а также параллельно теплотрассам и другим коммуникациям в населенных пунктах.

Радиоактивный метод основан на регистрации радиоактивного излучения закачанного в трубопровод небольшого количества жидкого изотопа, проникающего через сквозное повреждение трубопровода вместе с продуктом. Метод определяет малые утечки с расходом более 10 л/ч, определяет место утечки с погрешностью 1 м, но имеет большую длительность поиска утечки по трассе и опасен для окружающей среды и человека.

Метод акустической эмиссии основан на регистрации сигналов звуковой эмиссии при истечении продукта во время повышения (увеличения) давления в трубопроводе. Метод определяет утечки с расходом более 1 м³/ч, определяет место утечки с погрешностью 10 м. Недостатки: большая длительность обследования, невозможность применения на трубопроводах, находящихся в труднодоступной местности, необходимость создания напряженного состояния (повышения давления) обследуемого трубопровода, сложность обработки сигналов эмиссии.

Акустический (в том числе ультразвуковой) метод основан на регистрации акустических сигналов различной частоты, возникающих при истечении продукта через сквозной дефект под избыточным давлением.

К недостаткам следует отнести возможное снижение чувствительности при залегании трубопровода в грунте, что может быть устранено при установке датчиков непосредственно на стенку трубы. Метод широко используется для контроля магистральных трубопроводов, энергетических установок, сосудов высокого давления, водяных турбин и т.д.

Большое развитие акустический метод получил в связи с разработкой средств контроля герметичности линейной части нефтепроводов изнутри. Так, фирма Maihak (ФРГ) изготавливает модификации приборов: MLD I (Maihak Lесkdetektor) для трубопроводов диаметрами от 300 до 1000 мм MLD II для трубопроводов диаметрами от 160 до 350 мм. Течеискатель MLD I конструктивно выполнен из одной секции, внешний вид которой напоминает скребок и представляет собой герметичный контейнер с размещенными в нем: регистратором информации, электроникой и питанием, часовым механизмом. Он регистрирует порядковый номер маркера, время прохождения маркера и утечки, а также давление перекачиваемой среды. Контейнер перемещается по трубопроводу на колесах, установленных на манжетах по окружности. Диаметр манжет немного меньше внутреннего диаметра трубопровода, что исключает их трение о поверхность трубы. Приемный преобразователь установлен впереди контейнера. Такая конструкция устройства обеспечивает минимальные акустические помехи от его передвижения по трубопроводу.

Прибор фирмы Texaco Inc. (США), разработанный для трубопроводов диаметрами 150-200 мм, состоит из четырех секций, шарнирно связанных между собой. На первой секции укреплены эластичные полиуретановые манжеты, перекрывающие полностью сечение трубопровода и обеспечивающие движение течеискателя давлением перекачиваемого продукта. Одна секция предназначена для приемного преобразователя с электронной схемой, две секции - для аккумуляторов и одна - для печатающего устройства. Для точного местонахождения утечки к последней секции прикреплен одометр. Для повышения точности обнаружения места утечек на стенку с внешней стороны на трубопровод устанавливаются ультразвуковые маркеры.

В ИПТЭР в конце 1990-х годов разработан течеискатель УТН-1 для обнаружения утечек в нефтепроводах. Автономный прибор течеискателя запускается в нефтепровод из камеры пуска скребков. После извлечения прибора производится расшифровка информации. Прибор УТН-1 отличается от зарубежных аналогов конструктивным исполнением и системами регистрации и расшифровки данных.

Как показали лабораторные и натурные эксперименты, внутритрубные течеискатели позволяют фиксировать очень маленькие сквозные повреждения с достаточной для практики точностью. Достигнуты чувствительность 3,8 л/ч и точность локализации дефектов 20 м. Выявлялись дефекты в виде круглых отверстий диаметром 0,5 мм, расход жидкости при давлении 1,3 МПа составил 30 л/ч, щель размером 0,2x15 мм, расход при давлении 2,6 МПа составил 76 л/ч. Однако методу контроля герметичности изнутри трубопровода присущ один недостаток. Момент обнаружения утечек ограничивается периодичностью пропуска прибора по нефтепроводу, т.е. нет возможности постоянного контроля за герметичностью нефтепровода и он имеет высокую стоимость.

В НИИ интроскопии Томского политехнического институт разработан течеискатель специализированный АЭТ-1МСС. Прибор предназначен для определения местоположения утечек жидкости и газа через сквозные дефекты (трещины, свищи) на трубопроводах при гидравлических испытаниях на герметичность в процессе их сооружения и эксплуатации, для обнаружения мест частичных закупорок трубопроводов (при образовании парафиновых и ледяных пробок, при остановках очистных устройств) и протечек в запорной арматуре, а также для контроля за прохождением скребков и приборов внутритрубной диагностики в произвольных точках трассы трубопровода.

Принцип действия прибора основан на регистрации акустического шума, возникающего при истечении жидкости или газа через сквозной дефект при наличии перепада давления. Поиск утечек в подводных трубопроводах осуществляется бесконтактно (через слой воды в 30 м), а в подземных трубопроводах - контактно с интервалом 100-300 м. Точность определения местоположения дефекта не менее ±0,1 м от глубины водоема, а пороговая чувствительность (по расходу воды) - от 8 до 25 л/ч.

Описывается акустическая система постоянного контроля герметичности нефтепровода. Система содержит: датчики, установленные на расстоянии 300 м один от другого; предусилители; мультиплексоры с обратной связью; передающий кабель. На ближайшей насосной станции расположены: демультиплексор с обратной связью; пороговое устройство; схема анализа трещин или коррозии; процессор; магнитное запоминающее устройство; микроволновый блок сопряжения; микроволновое оборудование, передающее информацию на центральную станцию контроля и обработки. В рассматриваемой системе акустические датчики опрашиваются поочередно и, в случае превышения «порогового» уровня сигнала, вырабатывается сигнал «тревога». Чувствительность системы 9 л/ч. Описание носит рекламный характер, подробности системы не сообщаются.

Разработанная в Башкортостане система «УНИфон» использует метод, подобный методу регистрации ультразвуковых колебаний, использованных в других разработках, но отличающийся тем, что анализируется более широкий спектр акустических колебаний (от низких звуковых до ультразвуковых частот, т.е. от 20 до 40 кГц), появляющихся при истечении жидкости ; под давлением через сквозные коррозионные или трещинообразные повреждения трубопровода, а также инфранизкий диапазон частот от 20 до 40 Гц - для регистрации разрыва трубопровода- Это позволяет увеличить расстояния между датчиками (до 300-400 м) при сохранении чувствительности к минимальной утечке, а также позволяет регистрировать аварийные повреждения, связанные с раскрытием трещин нефтепровода.

В состав системы «УНИфон» входят первичные преобразователи, вторичная аппаратура и контрольно-имитационное устройство. При передаче информации по частотному каналу система «УНИфон» комплектуется приемопередающими устройствами (радиостанциями) и модемами.

Весьма ограничены, разноплановы и противоречивы данные по расстоянию между датчиками. Влажная почва способствует лучшему распространению звука по трубе, чем сухой песок. По другим источникам расстояние между датчиками составляет от 150 до 300 м. Неоднозначны данные и по точности определения местоположения утечек в трубопроводе, величина которой изменяется в пределах от 1,5 до 300 м.

Метод измерения падения давления основан на измерении уменьшения давления в отдельной секции трубопровода при наличии утечки. Это основной метод контроля герметичности трубопроводов при их пуске после капитального ремонта и в процессе эксплуатации. Этот метод предусмотрен СНиП при сооружении трубопроводов. При опрессовке учитываются влияние температуры окружающей среды и заполняющего трубу вещества, атмосферного давления. Чувствительность и точность метода зависят от длины испытуемого участка и времени испытания.

Главное достоинство этого метода: выявляются не только имеющиеся, но и развивающиеся утечки. Недостатки: требуется остановка перекачки и (в процессе эксплуатации) замена перекачиваемых углеводородов в трубе на воду или воздух.

Метод дифференциального давления основан на измерении учений давления в трубопроводе по обе стороны закрытой линейной задвижки. При наличии утечки в одной из секций трубопровода происходит изменение перепада давления, измеренного в трубопроводе по разные стороны закрытой задвижки. Метод определяет утечки с расходом более 4 л/ч, но требует остановки перекачки на длительное время и высокую герметичность запорной арматуры. Этот метод приемлем для контроля герметичности подводных переходов, так как протяженность подводных переходов по сравнению с линейной частью трубопроводов небольшая.

Вследствие того, что как магистральные, так и промысловые трубопроводы при своем прохождении по трассе пересекают большое количество оврагов, водных преград, а распределительные газопроводы зачастую проложены как подземно, так и надземно, а также проходят вблизи теплотрасс, то ни один из существующих методов, основанный на определении скорости прохождения сигнала возмущения для определения места сквозного повреждения трубопроводов, не удовлетворяет требованиям точности и надежности. Все это создает вдольтрассовую температурную неоднородность, что влечет за собой изменение скорости прохождения возмущающего сигнала в перекачиваемой среде. Указанные факторы не позволяют с достаточной точностью определять скорость прохождения сигнала, что, в свою очередь оказывает существенное влияние на точность определения места повреждения участка трубопроводной системы.

Промысловые оборудование и коммуникации являются наиболее подверженными коррозионным разрушениям, эксплуатируются в более динамичном режиме по сравнению с магистральными трубопроводами и распределительными газопроводами, в результате чего на них приходится наибольшее количество аварий, связанных с потерей герметичности, соответственно огромен наносимый экономический и экологический ущерб. И учитывая, что промысловые трубопроводы представляют собой систему распределенных объектов, то весьма рациональным является применение количественного сравнения расходов. Причем контроль герметичности системы сбора, транспорта нефти и газа необходимо проводить непрерывно, начиная от скважины, вплоть до выхода из установки комплексной подготовки нефти. Так, в скважине наибольшие утечки происходят в насосно- компрессорных трубах (НКТ) как через резьбовые соединения, так и через коррозионные повреждения в трубах. Нет достаточно достоверных способов контроля герметичности НКТ. Существует на сегодняшний день один очень нерациональный и продолжительный по времени способ определения негерметичнои трубы, заключающийся в следующем. При подозрении на наличие утечки начинают подъем труб до тех пор, пока уровень жидкости не достигнет места негерметичности, и по длине вынутых труб определяют место утечки. Такой способ ведет к значительным простоям скважины и персонала по подземному ремонту скважин и может быть использован только при наличии значительных утечек.

Контроль за состоянием, режимом работы нефтяных скважин при однотрубной системе сбора осуществляют при помощи автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ). При установившемся режиме работы, постоянстве дебита, изменение замеренного количества жидкости, газового фактора в единицу времени говорит о негерметичности НКТ или выкидной линии скважины. В этом случае параметры продукции скважины должны замеряться с повышенной точностью. О негерметичности колонны НКТ, выкидной линии можно судить и по значительному изменению дебита, газового фактора, величины обводненности продукции скважин, подключенных к АГЗУ. В указанных технических решениях обеспечено повышение точности измерения дебита за счет синхронизации циклов «слива - налива» в измерительно-сепарационную емкость АГЗУ. Повышения точности определения газового фактора добиваются путем измерения времени изменения параметров состояния газа в сепарационной емкости АГЗУ до граничных значений, что, в свою очередь, позволяет значительно снизить погрешность определения обводненности продукции скважин.

В связи с тем, что повреждения подводных переходов приносят наибольший вред экологической обстановке не только региона, где произошел порыв, но и расположенных иногда значительно ниже по течению реки, и что ремонт повреждений подводных трубопроводов является наиболее затратным и трудоемким видом ремонта, то и обустройство (конструкция) подводного перехода должно предусматривать повышенную надежность (наличие футляра) и контроль за герметичностью перехода. С этой целью подводный переход целесообразно выполнять с герметичным футляром, а в качестве прибора, реагирующего на возникновение утечки, использовать дифференциальный манометр с электрическим выходом, соединенным с контроллером контролируемого пункта (КП) системы телемеханики, например, широко применяемой отечественной системы «Магистраль-2».

Произведен обзор методов определения мест утечек, подробный анализ существующих программных продуктов, в том числе с использованием нечеткой логики. В частности отмечено, что для решения задач обнаружения утечки в России разработан программный комплекс LeakSpy^®NT, основанный на алгоритмах диагностики, увязанных с различными математическими моделями течения, в котором окончательное решение принимает экспертная система путем голосования этих алгоритмов.

Система прошла апробацию на нефтепроводе «Горький-Рязань-Москва», D_y = 500x10 мм протяженностью 197 км. Управление режимами перекачки осуществляли из РДП «Нижний Новгород» с помощью системы диспетчерского контроля и управления ПТК «Сириус» фирмы ООО «НПА ВИРА Реал тайм», укомплектованной ультразвуковыми расходомерами фирмы CROHNE (Германия). Эксперименты проводились на двух стационарных и одном переходном режимах и получены результаты на уровне лучших мировых образцов. Программный комплекс LeakSpy^®NT инсталлируется на IBM РС-совместимом компьютере, подключенном к системе телемеханики через локальную сеть, и поддерживает следующие функции:

обнаружение и количественная оценка утечки;
локализация места утечки;
контроль герметичности изолированной секции трубопровода;
интеллектуальная процедура принятия решения и управления уставками;
функция архивации;
анализ качества средств измерения;
трехуровневая система сигнализации;
расчет движения партий нефти различного качества или различных нефтепродуктов;
набор инструментов для настройки и адаптации программы;
обмен данными с системой SCADА.

При транспорте газоводонефтяных смесей (особенно на промысловых трубопроводах) возникают различного рода осложнения, основанные на действии сил трения, инерции, гравитации, что приводит к уменьшению проходного сечения трубопровода или полной закупорки труб, вызванных образованием устойчивых газовых пробок на нисходящих рельефах местности и скоплений жидкости, механических примесей и продуктов коррозии на восходящих участках.

Для повышения эффективного контроля за безопасной эксплуатацией трубопроводных систем необходимо осуществлять мониторинг процессов перекачки с целью оптимального управления режимом транспорта на основе подобранных математических моделей с применением многопараметрического анализа гидродинамических величин.

Современные системы диагностики, существующие технические средства позволяют идентифицировать с той или иной степенью достоверности с объявленной точностью следующие осложнения, возникающие в процессе эксплуатации трубопроводных систем: утечки; асфальтосмолопарафиновые отложения; скопления газа, воды, механических примесей.

Отмечено, что общей проблемой всех систем обнаружения утечек (СОУ) является технологическое моделирование трубопроводной сети. Достоверность выводов о наличии утечки в значительной степени зависит от используемых моделей трУ' бопровода. В подавляющем большинстве современных СОУ используются формальные модели, в самых перспективных - адаптивные, иногда называемые «самообучающимися». Применение их в диспетчеризации магистрального транспорта нефти неоднозначно. Обучение формальной модели или нейронной сети предполагает большое количество обучающих примеров, т е, типовых ситуаций с достоверно известными причинно- следственными связями, которые для каждого объекта трубопроводной сети в постоянно изменяющихся условиях эксплуатации получить весьма проблематично. Другой существенный недостаток заключается в том, что даже адаптированная к конкретному объекту формальная модель (натренированная нейронная сеть) представляет собой «черный ящик». Знания, зафиксированные как значения абстрактных коэффициентов или весов нескольких сотен межнейронных связей, совершенно не поддаются анализу и интерпретации человеческим разумом.

Альтернативой формальным моделям являются детерминированные аналитические (по примеру LeakSpy^®NT), полученные решением систем уравнений математической физики, гидромеханики, тепло- и массопереноса. Но смена условий эксплуатации или конструктивных элементов трубопроводной системы требуют полного пересмотра модели. Задачи изучения физических свойств линейных объектов магистрального транспорта и возможных осложнений технологических режимов их эксплуатации достаточно специфичны. Принципиально лучшие результаты можно ожидать от использования в САУ адаптивных нелинейных аналитических моделей, где в качестве параметров настройки выступают количественные оценки «осложнений» технологических режимов.

Специфические задачи системы функциональной диагностики заключаются в информационной поддержке принятия решений в управлении объектами магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов для обоснования алгоритмов управления и оперативной корректировки управляющих воздействий. Аналитические возможности системы определены кругом следующих задач:

оперативно идентифицировать осложнения технологического режима эксплуатации МНП, а также фиксировать их положение в профиле трассы;
производить количественную оценку факторов, изменяющих условия эксплуатации участка МНП;
отслеживать динамику их возникновения и миграции по трубопроводу;
определять вклад в снижение пропускной способности МНП каждого вида осложнений при совместном их возникновении;
сохранять в базе знаний тренды зарождения, эволюции и перемещения осложнений для построения адаптивных технологических моделей в системе автоматизированного управления МНП.
С другой стороны, количественные оценки осложнений технологических режимов являются параметрами математической модели участка трубопровода, позволяющими наиболее точно описать его поведение как в стационарном, так и в неустановившемся режимах его эксплуатации. Критериями применения того или иного описания процесса из предложенного набора модельных решений, адаптированных к конкретным условиям эксплуатации объекта, являются «необходимые условия существования»:
для газовых скоплений: производительность перекачки должна быть меньше максимально возможной в самотечном расслоенном режиме течения на диагностируемом участке;
для скоплений воды: параметр, показывающий соотношение гидравлического сопротивления напорного течения к безнапорному, должен быть меньше порогового значения 1,234-1,361 и критерия устойчивости Кельвина-Гельмгольца;
для смоло-парафиновых отложений: наличие в перекачиваемых нефтях растворенных парафинов, смол и асфальтенов, температура кристаллизации (структурообразования) которых лежит в диапазоне эксплуатационных значений;
для утечек: дисбаланс массовых расходов транспортируемого продукта на концах диагностируемого участка должен быть обусловлен только изменениями его количества в герметичном трубопроводе.

Таким образом, предлагается устранить самый распространенный недостаток методов обнаружения утечек - ложные срабатывания или блокирование СОУ при нарушениях сплошности потока, изменениях свойств партий перекачиваемых нефтей или нефтепродуктов, осложнениях технологических режимов перекачки, чем и обеспечивается качественно новый уровень принятия решения о возникновении утечки при параллельном использовании нескольких методов диагностики.

← Механизм разрушения трубопроводов

Образование и определение мест сужений в трубопроводах →