RU2039960C1 - Method of detection of local loss of tightness - Google Patents

Method of detection of local loss of tightness Download PDF

Info

Publication number
RU2039960C1
RU2039960C1 SU5061000A RU2039960C1 RU 2039960 C1 RU2039960 C1 RU 2039960C1 SU 5061000 A SU5061000 A SU 5061000A RU 2039960 C1 RU2039960 C1 RU 2039960C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
signal
pipeline
value
steady
Prior art date
Application number
Other languages
Russian (ru)
Inventor
А.А. Басов
Н.Г. Панов
Original Assignee
Головное конструкторское бюро научно-производственного объединения "Энергия" им.С.П.Королева
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Головное конструкторское бюро научно-производственного объединения "Энергия" им.С.П.Королева filed Critical Головное конструкторское бюро научно-производственного объединения "Энергия" им.С.П.Королева
Priority to SU5061000 priority Critical patent/RU2039960C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2039960C1 publication Critical patent/RU2039960C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Examining Or Testing Airtightness (AREA)

Abstract

FIELD: measurement technology. SUBSTANCE: space between pipe-line and shell is blown through with ballast gas with flow rate G1. Calibrated flow of test gas with value Qt is fed into specified space at start of tested section. Time interval from moment of start of feed up to moment when gas analyzer starts to register test gas in this space at end of tested section is recorded as well as value of steady-state increment of signal of gas analyzer. Feed of calibrated flow is stopped, pipe-line is blown through with ballast gas under working pressure to which flow rate G2 corresponds with G2< G1. Then blowing through of pipe-line with ballast gas is discontinued. Simultaneously with stopping of blowing through of pipe- line with ballast gas with flow rate G2 test gas with flow rate G3 is fed with G2< G3< G1. After lapse of time ∧t feed of test gas into pipe-line is stopped. Simultaneously with stopping of feed of test gas into pipe-line with flow-rate G3 ballast gas with flow rate G4 is fed into it with G3< G4< G1. Times of start of growth of signal of gas analyzer (signal from forward front of test gas), intervals of time of growth of signal of gas analyzer from background up to steady-state (maximum) value and value of steady-state increment of signal of gas analyzer as well as times of start of fall of signal of gas analyzer (signal from rear front of test gas) and intervals of time of fall of signal of gas analyzer from steady-state (maximum) to background value are recorded. Coordinate of point of loss of tightness is determined by relation of measured time intervals and its value by relation of measured steady-state increments of signal of gas analyzer. EFFECT: improved efficiency of detection of multiple posses of tightness. 1 dwg

Description

Изобретение относится к испытательной технике, в частности к контролю герметичности криогенных трубопроводов космических аппаратов, и может быть использовано для контроля герметичности длинномерных изделий, имеющих многослойную конструкцию. The invention relates to testing equipment, in particular to the control of the tightness of cryogenic pipelines of spacecraft, and can be used to control the tightness of long products with a multilayer structure.

Известен способ определения локальной негерметичности, основанный на том, что вырезают участок оболочки, заполняют криогенный трубопровод, заключенный в оболочку, контрольным газом, продувают оболочку балластным газом, размещают щуп газоанализатора через вырезанный участок оболочки в полость между трубопроводом и оболочкой и перемещают его вдоль стенок оболочки до появления или исчезновения сигнала газоанализатора о наличии контрольного газа [1]
Недостатком известного способа является то, что для его осуществления требуется вскрытие участка оболочки для введения щупа газоанализатора в полость между трубопроводом и оболочкой с последующим восстановлением последней, т.е. проведение определенных ремонтно-восстановительных работ с оболочкой, что усложняет определение локальной негерметичности. Кроме того, известный способ позволяет судить только о наличии локальной негерметичности без определения ее величины.A known method for determining local leakage is based on the fact that a section of the shell is cut out, the cryogenic pipeline enclosed in the shell is filled with control gas, the shell is blown with ballast gas, a gas analyzer probe is inserted through the cut section of the shell into the cavity between the pipe and the shell and moved along the shell walls until the appearance or disappearance of the gas analyzer signal about the presence of a control gas [1]
A disadvantage of the known method is that its implementation requires opening a portion of the shell for introducing the probe of the gas analyzer into the cavity between the pipeline and the shell, followed by restoration of the latter, i.e. carrying out certain repair and restoration work with the shell, which complicates the determination of local leakage. In addition, the known method allows to judge only the presence of local leakage without determining its magnitude.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ определения негерметичности криогенного трубопровода в оболочке, заключающийся в том, что продувают полость между трубопроводом и оболочкой балластным газом с постоянным расходом, подают в указанную полость в начале контролируемого участка тарированный поток контрольного газа величиной Qкт, регистрируют интервал времени от момента начала подачи до момента начала регистрации контрольного газа газоанализатором в этой полости в конце контролируемого участка, а также величину установившегося приращения сигнала газоанализатора, прекращают подачу тарированного потока, заполняют трубопровод контрольным газом до рабочего давления, регистрируют интервал времени от момента начала заполнения до момента начала регистрации контрольного газа газоанализатором в той же полости в конце контролируемого участка, а также величину установившегося приращения сигнала газоанализатора, координату места негерметичности определяют по соотношению измеренных интервалов времени, а ее величину по соотношению измеренных установившихся приращений сигнала газоанализатора [2]
Недостатками прототипа являются невозможность определения множественных негерметичностей (т.е. нескольких утечек по длине трубопровода) из-за практически одновременной доставки контрольного газа, вытекающего из этих негерметичностей, в конец контролируемого участка (и, следовательно, практически одновременной регистрации контрольного газа газоанализатором), а также несоответствие условий определения эксплуатационным условиям вследствие различия кинематических состояний среды, заполняющей трубопровод (при определении среда находится в статическом, при эксплуатации в динамическом состояниях).The closest in technical essence to the invention is a method for determining leakage of a cryogenic pipeline in a shell, which consists in blowing a cavity between the pipeline and the shell with ballast gas at a constant flow rate, supplying a calibrated control gas flow of Q ct to the specified cavity at the beginning of the controlled section, register the time interval from the start of the supply to the start of the registration of the control gas by the gas analyzer in this cavity at the end of the controlled section, and also the value of the steady-state increment of the gas analyzer signal, stop the flow of the calibrated flow, fill the pipeline with control gas to the operating pressure, record the time interval from the moment of filling to the moment of the start of registration of the control gas by the gas analyzer in the same cavity at the end of the controlled section, as well as the value of the steady-state increment of the gas analyzer signal , the location of the leak is determined by the ratio of the measured time intervals, and its value by the ratio of steady-state increments of the gas analyzer signal [2]
The disadvantages of the prototype are the inability to determine multiple leaks (i.e. several leaks along the length of the pipeline) due to the almost simultaneous delivery of the control gas resulting from these leaks to the end of the controlled area (and, therefore, the almost simultaneous registration of the control gas by the gas analyzer), and also the discrepancy between the conditions of determination of the operating conditions due to the difference in the kinematic conditions of the medium filling the pipeline (when determining the environment It is in static, when operating in dynamic states).

Техническим результатом изобретения является обеспечение определения множественных негерметичностей с одновременным приближением условий определения к эксплуатационным. The technical result of the invention is the provision of the determination of multiple leaks with the simultaneous approximation of the conditions of determination to operational.

Это достигается тем, что в известном способе определения локальной негерметичности криогенного трубопровода в оболочке, включающем продувку полости между трубопроводом и оболочкой балластным газом с расходом G1, подачу в указанную полость в начале контролируемого участка тарированного потока контрольного газа величиной Qкт c последующей регистрацией интервала времениТ от момента начала подачи до момента начала регистрации контрольного газа газоанализатором в этой полости в конце контролируемого участка, а также величины установившегося приращения сигнала газоанализатораAкт, прекращение подачи тарированного потока, продувают трубопровод балластным газом при рабочем давлении Р, которому соответствует расход G2, причем G2<G1, прекращают продувку трубопровода балластным газом. Одновременно с прекращением продувки трубопровода балластным газом с расходом G2 подают в него контрольный газ с расходом G3, причем G2<G3<G1, по прошествии времениt прекращают подачу контрольного газа в трубопровод. Одновременно с прекращением подачи контрольного газа в трубопровод с расходом G3 подают в него балластный газ с расходом G4, причем G3<G4<G1, фиксируют времена Тi(1) начала возрастания сигнала газоанализатора (сигнал от переднего фронта контрольного газа), интервалы времениθi(1) возрастания сигнала газоанализатора от фонового до установившегося (максимального) значения и величину установившегося приращения сигнала газоанализатораAi, а также времена Ti (2) начала убывания сигнала газоанализатора (сигнал от заднего фронта контролируемого газа) и интервалы времени θi(2) убывания сигнала газоанализатора от установившегося (максимального) до фонового значения. Координату места негерметичности Li и ее величину Qi определяют по формулам
Li 0,5 ˙ Lтр ˙ (gi(1) ˙ Тi(1)/Т +
+gi(2) ˙ Тi(2)/Т), (1)
Qi Qкт ˙Ai/^Акт, (2) где Lтр длина контролируемого участка трубопровода;
gi(1) и gi(2) коэффициенты значимости сигналов газоанализатора от переднего и заднего фронтов контрольного газа соответственно, определяемые из соотношений
gi(1) + gi(2) 1,
gi(1)/gi(2)θi(1)/^θi(2).This is achieved by the fact that in the known method for determining the local leakage of a cryogenic pipeline in the shell, including purging the cavity between the pipeline and the shell with ballast gas with a flow rate of G 1 , supplying a calibrated control gas of Q ct value to the indicated cavity at the beginning of the controlled section with subsequent registration of the time interval T from the moment of the beginning of the supply to the moment of the beginning of the registration of the control gas by the gas analyzer in this cavity at the end of the controlled section, as well as by setting egosya increment signal gazoanalizatoraA kt, supplying termination calibrated flow conduit ballast purged gas at the operating pressure P, which corresponds to the flow rate G 2, and G 2 <G 1 is stopped purging conduit ballast gas. Simultaneously with the termination of the pipeline flushing with ballast gas at a flow rate of G 2 , a control gas is supplied to it at a flow rate of G 3 , with G 2 <G 3 <G 1 , after a lapse of time t, the flow of control gas to the pipeline is stopped. Simultaneously with the cessation of the supply of control gas to the pipeline with a flow rate of G 3 , ballast gas is supplied to it at a flow rate of G 4 , with G 3 <G 4 <G 1 , the times T i (1) of the start of the increase in the gas analyzer signal (signal from the leading edge of the control gas ) vremeniθ intervals i (1) increasing the background signal from the analyzer to the steady (maximum) value and the value of the increment established gazoanalizatoraA signal i, and the times T i (2) starts descending gas analyzer signal (signal from the trailing edge of the controlled aza), and the intervals θ i (2) decreasing the time of the steady signal analyzer (maximum) to the background value. The coordinate of the leak location L i and its value Q i are determined by the formulas
L i 0,5 ˙ L tr ˙ (g i (1) ˙ Т i (1) / Т +
+ g i (2) ˙ Т i (2) / Т), (1)
Q i Q ct ˙A i / ^ A ct , (2) where Ltr is the length of the controlled section of the pipeline;
g i (1) and g i (2) are the significance coefficients of the gas analyzer signals from the leading and trailing edges of the control gas, respectively, determined from the relations
g i (1) + g i (2) 1,
g i (1) / g i (2) θ i (1) / ^ θ i (2).

Способ определения локальной негерметичности криогенного трубопровода в оболочке осуществляется следующим образом (см.чертеж). A method for determining the local leakage of a cryogenic pipeline in the shell is as follows (see drawing).

Продувают полость 1 между криогенным трубопроводом 2 полной длиной Lтр и оболочкой 3 балластным газом с расходом G1. Подают в полость в начале трубопровода 2 тарированный поток контрольного газа величиной Qкт через контрольную течь 4. Регистрируют интервал времениТ от момента начала подачи до момента начала регистрации контрольного газа газоанализатором 5 в полости в конце трубопровода 2, а также величину установившегося приращения сигнала газоанализатора 5Акт. Прекращают подачу тарированного потокa, продувают трубопровод 2 балластным газом при рабочем давлении Р, которому соответствует расход
G2=S

Figure 00000001
(3) где S площадь сечения трубопровода;
ρ плотность газа, причем G2<G1.The cavity 1 is purged between the cryogenic pipeline 2 with the total length L tr and the sheath 3 with ballast gas with a flow rate of G 1 . A calibrated control gas flow of Qct value through the control flow 4 is fed into the cavity at the beginning of pipeline 2 through the control flow 4. The time interval T from the moment of the beginning of supply to the moment of the start of registration of control gas by the gas analyzer 5 in the cavity at the end of the pipeline 2 is recorded, as well as the value of the steady-state increment of the gas analyzer signal 5A ct . Stop the flow of the calibrated flow, purge the pipeline 2 with ballast gas at a working pressure P, to which the flow rate corresponds
G 2 = S
Figure 00000001
(3) where S is the cross-sectional area of the pipeline;
ρ is the gas density, with G 2 <G 1 .

Прекращают продувку трубопровода 2 балластным газом,
Одновременно подают в него контрольный газ с расходом G3, причем G2<G3< <G1.Stop purging the pipeline 2 with ballast gas,
At the same time, a control gas is supplied to it with a flow rate of G 3 , with G 2 <G 3 <<G 1 .

По прошествии времениt, определяемого из соотношения,
t S ˙ Lмин/G3, (4) где Lмин минимальное расстояние между предлагаемыми негерметичностями, прекращают подачу контрольного газа в трубопровод 2.After the time t determined from the relation
t S ˙ L min / G 3 , (4) where L min is the minimum distance between the proposed leaks, stop the supply of control gas to the pipeline 2.

Одновременно с прекращением подачи контрольного газа в трубопровод 2 с расходом G3 подают в него балластный газ с расходом G4, причем G3<G4<G1. Фиксируют времена Тi(1) начала возрастания сигнала газоанализатора 5 (сигнал от переднего фронта контрольного газа), интервалы времениθi(1) возрастания сигнала газоанализатора 5 от фонового до установившегося (максимального) значения и величину установившегося приращения сигнала газоанализатора 5Ai, а также времена Тi(2) начала убывания сигнала газоанализатора 5 (сигнал от заднего фронта контрольного газа) и интервалы времени θ1(2) убывания сигнала газоанализатора 5 от установившегося (максимального) до фонового значения.Simultaneously with the cessation of the supply of control gas to the pipeline 2 with a flow rate of G 3 , ballast gas is supplied into it with a flow rate of G 4 , with G 3 <G 4 <G 1 . The times T i (1) of the beginning of the increase in the signal of the gas analyzer 5 (signal from the leading edge of the control gas) are fixed, the time intervals θ i (1) of the increase in the signal of the gas analyzer 5 from the background to the steady-state (maximum) value and the value of the steady-state increment of the signal of the gas analyzer 5A i , as well as the times T i (2) of the beginning of the decrease of the signal of the gas analyzer 5 (signal from the trailing edge of the control gas) and the time intervals θ 1 (2) of the decrease of the signal of the gas analyzer 5 from the steady-state (maximum) to the background value.

Координату места негерметичности Li и ее величину Qi определяют по формулам (1) и (2) соответственно.The coordinate of the leak location L i and its value Qi are determined by formulas (1) and (2), respectively.

Способ позволяет обеспечить определение всех негерметичностей по длине трубопровода в условиях, приближенных к эксплуатационным, при минимальном времени проведения испытаний и при минимальном расходе контрольного газа, в результате чего снижается стоимость проведения испытательных и ремонтно-восстановительных работ криогенного трубопровода. The method allows the determination of all leaks along the length of the pipeline under conditions close to operational, with a minimum test time and a minimum flow of control gas, resulting in reduced cost of testing and repair work of the cryogenic pipeline.

Высокая точность определения мест множественных течей обеспечивается продувкой трубопровода и полости, образованной поверхностью трубопровода и его оболочкой, газами с неодинаковым расходом. Продувка указанной полости балластным газом с расходом G1 обеспечивает гарантированную раздельную доставку контрольного газа, попавшего в полость из трубопровода через множественные течи, от места течи до газоанализатора. Порционная подача контрольного газа обеспечивает повышенную точность определения места течи за счет появления дополнительного сигнала от заднего фронта порции контрольного газа и сокращениe количества контрольного газа, необходимого для проверки.High accuracy in determining the locations of multiple leaks is ensured by purging the pipeline and the cavity formed by the surface of the pipeline and its shell with gases with different flow rates. The purging of the specified cavity with ballast gas with a flow rate of G 1 provides guaranteed separate delivery of the control gas that has entered the cavity from the pipeline through multiple leaks, from the leak to the gas analyzer. The batch gas supply of the test gas provides increased accuracy of determining the location of the leak due to the appearance of an additional signal from the trailing edge of the batch of the test gas and the reduction in the amount of test gas required for testing.

Появление дополнительного сигнала от заднего фронта порции контрольного газа эквивалентно осуществлению дополнительной проверки трубопровода, что повышает точность определения места течи. Попеременная продувка трубопровода балластным и контрольными газами при выполнении условия G1<G2<G3 обеспечивает разный темп изменения сигнала газоанализатора от переднего и заднего фронтов порции контрольного газа, что, посредством введения коэффициентов значимости, обеспечивает повышенную точность определения места течи при проведении проверки в условиях, близких к условиям эксплуатации трубопровода по давлению среды.The appearance of an additional signal from the trailing edge of the portion of the test gas is equivalent to performing an additional check of the pipeline, which increases the accuracy of determining the location of the leak. Alternating purging of the pipeline with ballast and control gases under the condition G 1 <G 2 <G 3 provides a different rate of change of the gas analyzer signal from the leading and trailing edges of the portion of the test gas, which, by introducing significance factors, provides increased accuracy of determining the location of the leak when checking in conditions close to the operating conditions of the pipeline in terms of pressure.

Проведение проверки трубопровода путем его продувки обеспечивает соответствие кинематического состояния среды при проверке кинематическому состоянию среды при эксплуатации трубопровода. Pipeline inspection by purging ensures that the kinematic state of the medium matches the kinematic state of the medium during pipeline operation.

Claims (1)

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛОКАЛЬНОЙ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ криогенного трубопровода в оболочке, включающий продувку полости между трубопроводом и оболочкой балластным газом с расходом G1, подачу в указанную полость в начале контролируемого участка тарированного потока контрольного газа величиной Qк т с последующей регистрацией интервала времени ∧Τ от момента начала подачи до момента начала регистрации контрольного газа газоанализатором в этой полости в конце контролируемого участка, а также величины установившегося приращения сигнала газоанализатора ∧Aкт; прекращение подачи тарированного потока, отличающийся тем, что продувают трубопровод балластным газом при рабочем давлении P, которому соответствует расход G2, причем G2 < G1, прекращают продувку трубопровода балластным газом, одновременно с прекращением продувки трубопровода балластным газом с расходом G2 подают в него контрольный газ с расходом G3, причем G2 < G3 < G1, по прошествии времени ∧t прекращают подачу контрольного газа в трубопровод, одновременно с прекращением подачи контрольного газа в трубопровод с расходом G3 подают в него балластный газ с расходом G4, причем G3 < G4 < G1, фиксируют времена Ti (1) начала возрастания сигнала газоанализатора (сигнал от переднего фронта контрольного газа), интервалы времени ∧Q1(1) возрастания сигнала газоанализатора от фонового до установившегося (максимального) значения и величину установившегося приращения сигнала газоанализатора ∧Ai а также времена Ti (2) начала убывания сигнала газоанализатора (сигнал от заднего фронта контрольного газа) и интервалы времени ∧Qi(2) убывания сигнала газоанализатора от установившегося (максимального) до фонового значения, координату места негерметичности Li и ее величину Qi определяют по формулам
Li=0,5×Lтр×(gi(1)×Ti(1)/∧T+gi(2)×Ti(2)/∧T);
Qi=Qкт×∧Ai/∧Aкт,
где Lт р длина контролируемого участка трубопровода;
gi (1) и gi (2) коэффициенты значимости сигналов газоанализатора от переднего и заднего фронтов контрольного газа соответственно, определяемые из соотношений
gi (1) + gi (2) 1;
gi(1)/gi(2)=∧Qi(1)/∧qi(2).METHOD FOR DETERMINING LOCAL LEAKAGE OF A cryogenic pipeline in a shell, including purging the cavity between the pipeline and the shell with ballast gas with a flow rate of G 1 , supplying a calibrated test gas flow of Q to t to the indicated cavity with the subsequent registration of the time interval ∧ Τ from the moment the supply starts until the start of registration of the control gas by the gas analyzer in this cavity at the end of the controlled section, as well as the value of the steady-state increment of the gasane signal lyser ∧ A ct ; cessation of the supply of a calibrated flow, characterized in that the pipeline is blown with ballast gas at a working pressure P, which corresponds to a flow rate of G 2 , with G 2 <G 1 , the pipeline is purged with ballast gas, while the pipeline is purged with ballast gas at a flow rate of G 2 it with the test gas flow G 3, and G 2 <G 3 <G 1, over time ∧ t stopping supplying the test gas in the pipeline, with the termination of the test gas in the pipeline at a rate of 3 G fed into it b llastny gas flow rate G 4 wherein G 3 <G 4 <G 1 fixed times T i (1) has started ascending gas analyzer signal (signal from the forward control gas front) intervals ∧ Q 1 (1) increasing the gas analyzer signal from background to the steady-state (maximum) value and the value of the steady-state increment of the gas analyzer signal ∧ A i as well as the times T i (2) of the beginning of the decrease of the gas analyzer signal (signal from the trailing edge of the control gas) and the time intervals ∧ Q i (2) of the decrease of the gas analyzer signal from the steady-state ( maximum n) to the background value, the coordinate of the leak point L i and its value Q i are determined by the formulas
L i = 0.5 × L tr × (g i (1) × T i (1) / ∧ T + g i (2) × T i (2) / ∧ T);
Q i = Q ct × ∧ A i / ∧ A ct ,
where L t p the length of the controlled section of the pipeline;
g i (1) and g i (2) are the significance coefficients of the gas analyzer signals from the leading and trailing edges of the control gas, respectively, determined from the relations
g i (1) + g i (2) 1;
g i (1) / g i (2) = ∧ Q i (1) / ∧ q i (2).
SU5061000 1992-07-01 1992-07-01 Method of detection of local loss of tightness RU2039960C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5061000 RU2039960C1 (en) 1992-07-01 1992-07-01 Method of detection of local loss of tightness

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5061000 RU2039960C1 (en) 1992-07-01 1992-07-01 Method of detection of local loss of tightness

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2039960C1 true RU2039960C1 (en) 1995-07-20

Family

ID=21612676

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU5061000 RU2039960C1 (en) 1992-07-01 1992-07-01 Method of detection of local loss of tightness

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2039960C1 (en)

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Авторское свидетельство СССР N 712712, кл. G 01M 3/02, 1975. *
2. Авторское свидетельство СССР N 282585, кл. G 01M 3/02, 1987. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4523452A (en) Method of measuring leak rates
JP4684135B2 (en) Leakage inspection method and leak inspection apparatus for piping
CA2394293A1 (en) Nondestructive testing a sealed product for leaks
US6119507A (en) Method and apparatus for recovering helium after testing for leaks in a sample holder
DK164414B (en) PROCEDURE FOR DETERMINING THE ACCURACY OF A GAS METER INSTRUMENT
WO2001022041A9 (en) Improved method and system for measuring multiphase flow using multiple pressure differentials
JPH10300626A (en) Method and system for inspecting leakage
US4763518A (en) Method for measuring net internal volume of a receptacle containing an unknown volume of residual liquid
JP2799320B2 (en) Duct inspection equipment
JP2000513822A (en) Pipe leak detector
RU2039960C1 (en) Method of detection of local loss of tightness
EP0197017B1 (en) A method and a device for detecting leakage of a tube section
ATE169999T1 (en) METHOD AND DEVICE FOR CHECKING A VOLUME FOR TIGHTNESS AND FOR DETERMINING THE SIZE OF A LEAK QUANTITY
FR2524140A1 (en) Cavity internal vol. measuring appts. - blows compressed air into cavity and measures vol. of gas discharged and has pressure reading and relief manometers
JPH0741441U (en) Leak detector
RU2085888C1 (en) Process of test of tightness of aggregate placed into container with long-length pipe-line and device to implement it
RU50653U1 (en) TEST STAND FOR MEASUREMENTS OF OIL CONSUMPTION AND AMOUNT OF FREE GAS USING THE EXISTING OIL ACCOUNTING DIAGRAM (OUN) AND TUBE-PISTON CHECKING INSTALLATION (TPU)
US5056356A (en) Nondestructive testing of penetrable material bond interfaces
JPH1137883A (en) Method for measuring leak amount
JP3028898B2 (en) Pipe leak defect location measurement method
SU1465731A1 (en) Method of remote check of pipe-lines for leakage
JP2618016B2 (en) Inner pipe lining method for manifold piping
RU2077039C1 (en) Method of test of air-tightness of multispace articles
JPH07151634A (en) Leak test method
RU2086941C1 (en) Process of test for leaks of pneumatic-hydraulic systems