Bez kategorii

Nowe możliwości w zakresie nadzoru pomp

Dr inż. Ryszard Nowicki 

niezależny ekspert w w zakresie zarządzania stanem technicznym maszyn i urządzeń oraz ich diagnostyki. Uznany specjalista w obszarze organizacji centrów diagnostycznych na poziomie przedsiębiorstw i korporacji, wdrażania rozwiązań systemowych nadzoru stanu technicznego środków produkcji oraz polityki utrzymania ruchu.

Nadzór stanu technicznego (ST) agregatów pompowych jest dyskutowany przez różne standardy, z których najważniejsze to grupy standardów (i) API (-610, -670, -671, -674, -682, -685), (ii) ISO (10816-07, 20816, 5199/2858) oraz (iii) ASME/ANSI (B73.1 i B73.2). O ile standardy API ustosunkowują się do różnych typów pomiarów, które mogą być wzięte pod uwagę na okoliczność monitorowania ST, a także wypowiadają się w kwestii struktury systemu monitorowania i zabezpieczeń wykorzystywanego na okoliczność nadzoru tego ST, o tyle standardy ISO przede wszystkim zajmują się wybraną formą nadzoru, jaką jest nadzór drganiowy. Niedostatkiem podstawowego standardu API opisującego zasady monitorowania ST (API-670) jest brak wytycznych dla maszyn posiadających pionowe osie wałów (a więc np. dla pomp, wirówek). Na tę okoliczność standardy ISO są bardziej kompletne, bowiem dla pomiarów sejsmicznych podają wytyczne tak dla agregatów z wirnikami poziomymi, jak i pionowymi.

Obowiązujące standardy są zawsze opóźnione w stosunku do najnowszych rozwiązań technicznych i metodologicznych. Tak więc projektując nadzór ST maszyn ważnych, w tym także agregatów pompowych, w każdym przypadku celowym jest dokonanie przeglądu współcześnie stosowanych technik i metod, które niekoniecznie jeszcze musiały znaleźć swoje sformalizowanie w już istniejących standardach.

Minęło kilka lat od poprzedniego omówienia nowości w odniesieniu do nadzoru agregatów pompowych [1]. W tym czasie pojawiło się kilka interesujących nowych możliwości w zakresie polepszenia jakości realizowanego nadzoru ST. Są to zarówno nowe czujniki, jak i metody oceny ST, które nie były wykorzystywane w przeszłości, a mianowicie:
– nadzór zmiany ST izolacji silnika napędzającego pompę [2], [3]– kompleksowy nadzór ST agregatu w oparciu o drgania elektryczne [2], [4]– rozpoznawanie anomalii zarówno ST, jak i procesu, na rzecz którego pompa pracuje z wykorzystaniem metod tak sprzętowych [4], jak i programowych [5], [2],
– uwzględnienie monitorowania ciśnienia (na ssaniu i tłoczeniu pompy) w zakresie lepszym, niż to miało zazwyczaj miejsce w dotychczas stosowanych rozwiązaniach.
Tej ostatniej możliwości poświęcony jest mniejszy artykuł.

Nadzór pomp z pomocą czujników ciśnienia
W celu nadzoru ciśnienia (jeśli jest ono monitorowane) współcześnie mogą być wykorzystywane:
– lokalne wskaźniki ciśnienia statycznego,
– transmitery ciśnienia statycznego,
– transmitery ciśnienia dynamicznego,
– czujniki ciśnienia całkowitego, tzn. umożliwiające pomiar zarówno ciśnienia statycznego, jak i dynamicznego pompowanego medium.
Transmitery są zazwyczaj podłączane do DCS-u. O ile w przypadku transmiterów ciśnienia statycznego pomiar jest jednoznaczny, o tyle przy transmiterach ciśnienia dynamicznego kwestią otwartą jest częstotliwościowe pasmo pomiarowe, dla którego pomiar jest wykonywany, a także mogą być wykorzystywane różne estymaty sygnału (RMS, wartość szczytowa,…).

Dość powszechnie używane są wskaźniki ciśnienia statycznego – tak po stronie ssania, jak i tłoczenia pompy. Na fot. 1 pokazano strzałkami wskaźniki ciśnienia statycznego zainstalowane w kołnierzach rurociągu po stronie ssania i tłoczenia pompy wody w węźle ciepłowniczym (w trakcie jej przyspieszonego postoju remontowego).

Fot. 1. Monitorowanie ciśnienia statycznego po stronie ssania i tłoczenia pompy z pomocą wskaźników lokalnych 


Czujniki ciśnienia dynamicznego wprowadzone zostały do praktyki stosunkowo niedawno, a to z tego powodu, że ich pełne możliwości wymagają zastosowania metod analizy sygnałów podobnych do tych, jakie stosuje się na okoliczność analizy drgań mechanicznych w systemach nadzoru ST maszyn i urządzeń, a więc nie są możliwe do wykorzystania w przypadku ograniczenia systemu regulacji i nadzoru pompy jedynie do typowych modułów DCS.

Formy uszkodzenia wirników w wyniku kawitacji
Po obniżeniu ciśnienia po stronie ssania poniżej pewnej jego wartości granicznej (ciśnienia, w którym dla danej temperatury medium następuje parowanie) pompa zacznie pracować w warunkach kawitacji, co przyczynia się tym bardziej do skrócenia jej żywotności (tzn. czasu pracy między uszkodzeniami), im proces kawitacji jest bardziej zaawansowany. Uszkodzenie wirnika w konsekwencji kawitacji najczęściej jest prezentowane jako erozja kawitacyjna, choć zdarzają się również często przypadki dezintegracji tarczy wirnika pompy. Przykłady obu rodzajów uszkodzeń wirników pokazano na fot. 2 [6].

Fot. 2. Uszkodzenie wirnika w konsekwencji: (A) erozji kawitacyjnej, (B) dezintegracji będącej konsekwencją koncentracji naprężeń spowodowanej podbudzeniem do drgań rezonansowych przez kawitujący przepływ 

Dezintegracja mechaniczna wirnika powodowana jest nie tylko przez drgania rezonansowe. Postępujący proces erozji kawitacyjnej prowadzi do osłabienia erodujących elementów wirnika, co w konsekwencji będzie powodować jego rozpad. Na fot. 3 pokazano przykład dwóch uszkodzonych kawitacyjnie wirników pomp pracujących w węzłach ciepłowniczych. Fot. 3A pokazuje wirnik poważnie uszkodzony w konsekwencji postępującej erozji kawitacyjnej, natomiast fot. 3B ilustruje jeszcze poważniejsze uszkodzenie podobnego wirnika, bowiem oprócz zaawansowanej erozji kawitacyjnej widoczne są także początkowe znamiona postępującej dezintegracji, będącej wynikiem osłabienia konstrukcji.

Fot. 3. Uszkodzenie kawitacyjne wirnika pompy w stopniu (A) dość zaawansowanym, (B) bardzo zaawansowanym

Recylkulacyjny i kawitujący przepływ medium może prowadzić do pobudzenia elementów wirnika pompy do drgań rezonansowych jeszcze przed wystąpieniem ich znaczącego osłabienia w wyniku erozji kawitacyjnej (tak jak to pokazano na fot. 3). Konsekwencją oddziaływań dynamicznych będzie przyspieszona koncentracja naprężeń i w następstwie pęknięcie elementu wirnika, a później urwania jego zewnętrznego fragmentu. Na fot. 4 pokazano przykłady dwóch wirników pomp pionowych wykorzystywanych w krajowych elektrowniach z brakującymi fragmentami łopat oraz widok jednej z tych uszkodzonych łopat w miejscu dezintegracji. Generowane brakiem stabilnego przepływu medium zwiększone oddziaływania dynamiczne na wirnik prowadzą także do zwiększonych oddziaływań siłowych w łożyskach, przyczyniając się również do znaczącego skrócenia ich żywotności.


Fot. 4. Przykłady wirników pomp pionowych wykorzystywanych w elektrowniach z (zaznaczonymi strzałkami) brakującymi fragmentami łopat (u góry) oraz widok przełomu w miejscu dezintegracji łopaty 
 

Zmiany ciśnienia a kawitacja
Na rys. 1 pokazano modelową zmianę ciśnienia między rurociągami ssawnym i tłocznym połączonymi z pompą. Widoczny jest spadek ciśnienia na ssaniu pompy, który w najniższym punkcie może być wciąż powyżej ciśnienia granicznego, warunkującego pojawienie się kawitacji (rys. 2A) lub może osiągać wartości niższe niż ciśnienie graniczne, dla którego pojawia się kawitacja (rys. 2B).
Pokazane na rys. 1 i rys. 2 zmiany ciśnienia odpowiadają zmianie ciśnienia średniego (quasi-statycznego) mierzonego np. z pomocą transmiterów. Charakteryzować się one mogą różnym czasem reakcji. I tak np. transmiter ciśnienia absolutnego YOKOGAWA EJX510A posiada czas reakcji wynoszący jedynie 90 ms, a transmitery ABB z serii 600T EN posiadają możliwość konfiguracji stałej czasowej (tłumienia) w przedziale 0…16 s, natomiast w przypadku wykorzystywania komunikacji HART tłumienie ustawiane jest na 1 s. Takie zróżnicowanie sposobu działania, uzależnione od typu stosowanego transmitera oraz od sposobu jego skonfigurowania, powoduje, że możliwość monitorowania pulsacji ciśnienia medium oraz w konsekwencji możliwość działania pętli sprzężenia zwrotnego w układzie regulacji będą się różnić między sobą dla różnych wdrożeń.

Rys. 1. Modelowa zmiana ciśnienia w trakcie pompowania medium przez pompę


Rys. 2. Wpływ spadku ciśnienia na ssaniu pompy w odniesieniu do ciśnienia parowania medium: (A) niepowodująca, (B) powodująca pojawienie się kawitacji

Do ww. składowej quasi-statycznej może dodatkowo dodawać się składowa dynamiczna, która w przypadku scenariusza pokazanego na rys. 2A może przyczyniać się do krótkotrwałego (w odniesieniu do skali czasu odpowiadającego pojedynczemu obrotowi wirnika pompy) obniżenia ciśnienia i w konsekwencji krótkotrwałego efektu kawitacji. Takie krótkotrwałe zjawisko może pojawiać się kilkakrotnie w czasie trwania pojedynczego obrotu wirnika. W świetle powyższego można zatem mówić bądź to o ciągłej kawitacyjnej pracy pompy (proces kawitacji trwa dłużej niż czas pojedynczego obrotu wirnika pompy), bądź też o transientowej pracy kawitacyjnej, kiedy to kawitacja pojawia się jednokrotnie lub kilkakrotnie tylko w części czasu pojedynczego obrotu wirnika.

Warto pamiętać, że pokazany na fot. 2A i fot. 3 efekt erozji kawitacyjnej ma miejsce tylko w takim przypadku, kiedy kawitacja występuje w bezpośredniej bliskości jakiejś powierzchni maszyny, np. tarcza wirnika, łopata czy jakiś inny element wału opływany przez pompowane medium. Natomiast może się zdarzyć, że recyrkulacja medium, a także kawitacja pojawiają się w strudze na tyle daleko od powierzchni wirnika, że proces implozji pęcherzyków kawitacyjnych nie będzie powodować erozji. Sytuacja taka została pokazana na fot. 5 [7]. Natomiast w dalszym ciągu towarzyszące takiemu procesowi fale ciśnienia dynamicznego mogą negatywnie oddziaływać tak na wirnik, jak i na jego łożyskowanie.

Fot. 5. Uszkadzanie wirnika pompy powodowane kawitacją (obie fotografie przedstawiają ten sam fragment tego samego wirnika): (A) chmura kawitacyjna, (B) uszkodzenie kawitacyjne
 

Ocena zaawansowania kawitacji z pomocą czujników ciśnienia dynamicznego
Wykorzystując czujniki ciśnienia dynamicznego, można lepiej kontrolować warunki pracy pompy, niż to ma miejsce w przypadku stosowania transmiterów. Na rys. 3 [8] pokazano około 15-minutowe widmo potokowe ciśnienia dynamicznego dla czujnika zainstalowanego na ssaniu pompy. W ciągu kwadransa można wyróżnić kilka przedziałów czasu, w których pompa pracuje z różnym zaawansowaniem procesu kawitacji (na rysunku widma odpowiadające najbardziej zaawansowanemu procesowi kawitacji pokazano w kolorze czerwonym):

Rys. 3. Widmo potokowe pulsacji ciśnienia na ssaniu pompy

• 15:09…15:13 – brak kawitacji: wyraźnie widoczna składowa 5X, która odpowiada częstotliwości łopatkowej fŁ; prawie niewidoczna składowa IX odpowiadająca całkowitemu niewyrównoważeniu (mechaniczne i hydrauliczne); wyraźna składowa podharmoniczna ciśnienia f, o częstotliwości ~0,5X; agregat pracując pod obciążeniem, posiada poślizg w stosunku do częstotliwości sieci wynoszący ~30 RPM;
• 15:13… 15:17 – faza przejściowa charakteryzująca się wzrastającym poziomem kawitacji; widoczne jest wyciszanie się składowej łopatkowej drgań fŁ oraz spowalnianie składowej podharmonicznej f tym większe im bardziej zaawansowany jest proces kawitacji (co jest zgodne z wiedzą literaturową, mówiącą, że w warunkach kawitacji obserwowane są drgania w przedziale 0… 10 Hz); wraz z zanikiem składowej łopatkowej fŁ w widmie drgań zaczyna się aktywizować jej lewa wstęga modulacyjna odległa ~1,5X (co jest cechą indywidualną analizowanego agregatu pompowego);
• 15:17 … 15:21 – zaawansowany proces kawitacji; obserwowane są przede wszystkim dominujące drgania niskoczęstotliwościowe f bliskie częstotliwości 0X, które przyczyniają się do destrukcji węzłów łożyskowych, a także do koncentracji naprężeń w komponentach wirnika pompy, pobudzanych do drgań rezonansowych; w warunkach kawitacji wirnik pompy pracuje z mniejszymi oporami ruchu, w konsekwencji jego poślizg w stosunku do częstotliwości sieci jest mniejszy niż poprzednio i wynosi ~20 RPM, (a więc jest o -30% mniejszy w odniesieniu do poślizgu, który miał miejsce w przypadku pracy pompy bez zaawansowanej kawitacji);
• po godzinie 15:21 obserwuje się powolny zanik procesu kawitacji co wyraża się wzrostem częstotliwości podharmonicznych składowych drgań f, zwiększeniem poślizgu do jego wartości pierwotnej, tzn. do ~30 RPM (co jest spowodowane większym obciążeniem wirnika przez mniej kawitujące medium), ponowne intensyfikowanie się składowej łopatkowej fŁ= 5X oraz minimalizacja energii składowej modulacyjnej (fŁ —1,5f0).

W [9] pokazano wyniki, które są jakościowo podobne do zamieszczonych powyżej i dodatkowo dokonano analizy wpływu zmiany ciśnienia dynamicznego na zmianę poziomu drgań mechanicznych węzłów łożyskowych w przypadku ograniczenia wydatku pompy. Na rys. 4 pokazano widmo potokowe pulsacji medium w paśmie do 200 Hz. Widoczna jest wyraźna zmiana składu widmowego w zakresie najniższych częstotliwości w następstwie obniżenia wydatku przepływu. Pojawia się podharmoniczna pulsacja ciśnienia w stosunku do prędkości obrotowej wirnika pompy. W zakresie pomiaru prędkości drgań w węzłach łożyskowych nie stwierdzono zmiany poziomu amplitudy dla składowej obrotowej dla obu kierunków prowadzonych pomiarów sejsmicznych (V-H) przed i po wystąpieniu ww. pulsacji ciśnienia. Natomiast w widmie drgań zaobserwowano niewielką składową podharmoniczną bliską -10,2% częstotliwości obrotowej wirnika i wynoszącą 0,34 mm/s 0-Peak przed pojawieniem się ww. pulsacji, a następnie, wraz z pojawieniem się dynamicznych pulsacji ciśnienia, ta podharmoniczna składowa drgań wzrosła do poziomu 1,21 mm/s 0-Peak i dokładnie odpowiadała częstotliwości pulsacji ciśnienia, które stanowiły -11,7% prędkości obrotowej wirnika1. Natomiast energia wymienionych składowych podharmonicznych drgań mechanicznych była na tyle niewielka w stosunku do obrotowej składowej drgań, że prowadząc pomiary sumaryczne drgań (tzn. nie dokonując analizy ich składu widmowego), nie dawały one praktycznej możliwości rozpoznania kawitacji występującej dla tego agregatu. 

Rys. 4. Wzrot podharmonicznych pulsacji ciśnienia na ssaniu pompy w konsekwencji ograniczenia przepływu 

System nadzoru stanu technicznego i pracy agregatu pompowego
Kontrola ciśnienia tradycyjnie była realizowana z pomocą lokalnych wskaźników ciśnienia statycznego, tak jak to przykładowo zostało pokazane na fot. 1. Współczesne techniki monitorowania procesu pompowania oraz ST agregatów pompowych dopracowały się możliwości jednoczesnej kontroli zarówno ciśnienia statycznego, jak i dynamicznego. Komponenty takiego systemu monitorowania pokazano na rys. 5, na którym widoczne są: para czujników (A) umożliwiających śledzenie składowych sygnałów ciśnienia statycznego i dynamicznego po stronie ssania i tłoczenia pompy wody, pojedynczy monitor (B) umożliwiający podłączenie do 4 takich czujników oraz kaseta systemu monitorowania i zabezpieczeń agregatu pompowego, która umożliwia realizację zarówno klasycznego zabezpieczenia pompy, bazując na wymaganych zgodnie ze standardem API 670 czujnikach temperatury, drgań oraz położenia osiowego, jak również dodanie do tego monitoringu sygnałów z ww. czujników ciśnienia. W związku z tym, że pokazana tu kaseta SYSTEM 3500 umożliwia akwizycję sygnałów nawet z kilkudziesięciu podłączonych do niej różnego typu czujników, daje ona możliwość równoległego objęcia nadzorem kilku pomp. Taki bardziej zintegrowany monitoring obniża koszty jednostkowe systemu monitorowania w przeliczeniu na pojedynczy agregat pompowy, co w najmniejszym stopniu nie przyczynia się do pogorszenia jakości systemu zabezpieczeń.

Rys. 5. System monitorowania ciśnienia całkowitego: (A) czujniki, (B) 4-kanałowy monitor, (C) kaseta systemu monitorowania i zabezpieczeń

Pokazane na rys. 5A czujniki P/N 350300 dostępne są w kilkunastu wykonaniach w przedziale ciśnień -1…345 bar (tzn. 15…5000 psi), co umożliwia ich dalece optymalny dobór do ciśnienia instalacji w punktach podłączenia do pompy. Czujniki te mogą być wykorzystywane dla aplikacji, w których temperatura medium nie przekracza 1200C.

Systemy monitoringu drganiowego są współcześnie w zdecydowanej większości przypadków podłączone do systemu diagnostyki (np. SYSTEM 1, który jest wykorzystywany w licznych krajowych przedsiębiorstwach), tak więc wykonywanie analiz widmowych pulsacji ciśnienia medium, takich jak: pokazane na rys. 3 i rys. 4, nie nastręcza większych problemów. 


Kawitacja pojawia się w przypadku przepływów daleko powyżej lub poniżej punktu pracy pompy odpowiadającego jej najwyższej sprawności. Zagrożenie wystąpieniem kawitacji w agregatach pompowych może być monitorowane z pomocą różnych środków technicznych wykorzystujących pomiary ciśnienia. Najsłabsze możliwości w tym zakresie dają lokalne wskaźniki ciśnienia statycznego, lepsze możliwości stwarzają transmitery ciśnienia podłączone do DCS-u. Co najmniej takie pomiary ciśnienia winny być częścią systemu regulacji pomp napędzanych przez silniki o zmiennej prędkości obrotowej.

Najlepsza kontrola procesu kawitacji może być prowadzona z pomocą czujników ciśnienia dynamicznego podłączonych do systemu nadzoru ST. Tego typu systemy umożliwiają wykonywanie analiz widmowych pulsacji medium i ich prezentację z pomocą widm potokowych. Jedynie kontrola zróżnicowanych składowych częstotliwościowych pulsacji ciśnienia medium zapewnia pewną kontrolę zaawansowania kawitacji.

Czujniki ciśnienia są również bezwzględnie wymagane w przypadku monitorowania ST na bazie sprawności termodynamicznej pompy, która to metodyka jest dokładnie opisana w PN-EN ISO 5198:2002. W artykule pokazano, w jaki sposób można kontrolować zaawansowanie procesu kawitacji z pomocą czujników ciśnienia dynamicznego dla pomp, natomiast w takim samym stopniu podejście to jest pomocne dla analizy kawitacji w turbinach wodnych [10].

Detekcja kawitacyjnej pracy pompy jest także możliwa z pomocą pomiarów drgań mechanicznych. W takim przypadku zmiana składowej drgań mechanicznych generowana w konsekwencji pojawienia się zaburzeń przepływu spowodowanych kawitacją jest stosunkowo nieznaczna w porównaniu ze składową drgań odpowiadającą częstotliwości obrotów wirnika. Natomiast w widmie pulsacji ciśnienia składowe ciśnienia dynamicznego odpowiadające częstotliwości obrotów wirnika i jej harmonicznych są praktycznie niewidoczne, co powoduje, że o zmianie natury ciśnienia dynamicznego decyduje praktycznie występowanie kawitacji i stopień jej zaawansowania. Tak więc wykorzystywanie do detekcji kawitacji czujników ciśnienia dynamicznego jest znacznie efektywniejsze niż próba wnioskowania o niej na bazie pomiarów drgań mechanicznych.

Postscriptum
Rozwijane są nowe i coraz to bardziej skuteczne metody nadzoru ST pomp i nie tylko ich. Natomiast wciąż jeszcze zdarza się, że niektóre przedsiębiorstwa redagują SIWZ-y z naruszeniem podstawowych zasad poprawności technicznej. W ciągu minionej dekady w ręce autora kilkukrotnie dostały się dokumenty wymagające dla pomp łożyskowanych ślizgowo zastosowania nadzoru drganiowego drugorzędnej ważności, bowiem ograniczonego wyłącznie do nadzoru drgań sejsmicznych (przypis 2). Co gorsze, również szereg krajowych dużych biur projektowych redaguje projekty SIWZ-ów w zakresie dotyczącym nadzoru ST na poziomie dalekim od podstawowej poprawności technicznej i pozostając w opozycji do najlepszej wiedzy inżynierskiej.

Literatura:

[1] Nowicki R., Postęp w stosowaniu systemów nadzo­ru stanu technicznego pomp, Pompy i Pompownie, 2(151)/2014, str. 54-55.
[2] Nowicki R., Ku lepszemu: Możliwości systemowe w utrzymaniu mchu – cz. 2 z 2, Chemia Przemysłowa 4-5/2015 (612), str. 76-82.
[3] Nowicki R.: Monitorowanie On Line stanu technicznego izolacji silników indukcyjnych, Napędy i Sterowanie Nr 5 (181), Maj 2014, str. 84-98
[4] Song J., Nowicki R, Duyar A.: Sprzętowe rozpoznawanie anomalii pracy agregatów napędzanych silnikami elek­trycznymi, Napędy i Sterowanie Nr 1, Styczeń 2014, str. 96-106
[5] Nowicki R., Bate M.: Programowe rozpoznawanie anoma­lii pracy agregatów napędzanych silnikami elektrycznymi, Napędy i Sterowanie Nr 12, Gmdzień 2013, str. 24-31
[6] Power Zone Equipment, Inc., http://www.powerzone. com/equipment-rebuilding
[7] Brennen, CE., Bubble Dynamics, Damage and Noise, Chapter 6, Hydrodynamics of Pumps, Oxford University Press and Concepts ETI, Internet (HTML) edition, ©2000 Concepts NREC
[8] Dynamic Pressure for Pumping Systems, July 28, 2016 in Featured/Features by Orbit
[9] J. J. Moore (+ inni), Advanced Centrifugal Compression and Pumping for CO2 Applications, Prezentacja wyni­ków badań, 10 FEB 2011, www.gaselectricpartnership. com/fSWRI.pdf
[10] Hydro Turbine Pressure Monitoring System, GE Measu- rement & Control CS13010 10/2015.

Przypisy:

1. W [9] nie podano niestety danych dotyczących ani cha­rakterystyk stosowanych czujników drgań, ani pasma przenoszenia wykorzystywanego miernika drgań. Tak więc prezentowane dane są obarczone brakiem zaufania odnośnie poprawności pomiaru. Niepewność ta wynika z doświadczenia autora w zakresie pewnych błędów pomiarowych czynionych przez niektórych ekspery­mentatorów dla pomiarów prowadzonych w dziedzinie prędkości dla pasma pomiarowego poniżej 10 Hz.
2. W przypadku pomp łożyskowanych ślizgowo podsta­wową formą monitorowania drgań są pomiary drgań względnych wirnika, o czym wyraźnie mówią standardy.

Powiązane Artykuły

Dodaj komentarz

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

Back to top button