WO2018030919A1 - Способ определения места течи в трубопроводе и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ определения места течи в трубопроводе и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- WO2018030919A1 WO2018030919A1 PCT/RU2017/050066 RU2017050066W WO2018030919A1 WO 2018030919 A1 WO2018030919 A1 WO 2018030919A1 RU 2017050066 W RU2017050066 W RU 2017050066W WO 2018030919 A1 WO2018030919 A1 WO 2018030919A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- acoustic
- pipeline
- signal
- leak
- sensors
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Ceased
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M3/00—Investigating fluid-tightness of structures
- G01M3/02—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum
- G01M3/04—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point
- G01M3/24—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using infrasonic, sonic, or ultrasonic vibrations
Definitions
- the group of inventions relates to a method and apparatus for determining the location of a leak of liquid or gas in pipelines and is intended to determine the coordinates of a leak in hard-to-reach places of a pipeline, for example, gas pipelines and oil pipelines.
- a known method for detecting the location of a leak disclosed in US 5058419 A, publ. 10/22/19991.
- the method consists in receiving sound by the first sensor installed on the pipeline, receiving a signal by the second sensor installed on the same pipeline at a distance from the first, performing mathematical processing of the signals, calculating the delay time of the signal from the leak, determining the distance to the leak from the first and second sensors .
- This correlation method has several disadvantages. To calculate the distance to the leak, it is necessary to know the value of the velocity of the group velocity of sound in the pipeline with the liquid. In this patent, this speed is determined by calculation, which can lead to significant errors in determining the distance to the leak. With an error in determining the speed of 5%, the error in determining the distance in a pipeline with a length of 1000 m can reach ⁇ 5 0 m, which is not acceptable for earthworks in urban conditions.
- the closest analogue of the claimed group of the invention is a method and device for determining the location of a leak in a pipeline, disclosed in RU 22498020 C2, publ. 04/10/2005.
- the method disclosed in the closest analogue consists in receiving noise signals by the first and second acoustic sensors, converting these acoustic signals into electrical ones, filtering and sampling the electrical signals and determining the leak location by the delay time of the noise leak signals, while the acoustic sensors are installed side by side, one on the pipeline, the second next to the pipeline in the environment, the first sensor is shielded from noise in the environment, the second sensor is shielded from noise in the pipeline.
- an artificial noise signal is excited in the pipeline and in its environment, a noise signal propagating through the pipeline by the first acoustic sensor is received, a noise signal propagating through the environment by the second acoustic sensor, electrical signals of the first and second acoustic sensors after filtering and sampling, they are subjected to inter-spectral processing, according to the data on the real and imaginary parts of the mutual spectrum, the value of R H and the calculated value of the propagation velocity of acoustic waves in the medium find the propagation velocity group waves in the pipeline, in the presence of a leak signal, perform the inter-spectral processing of the filtered, discretized leak signals converted to electrical signals received by the first and second acoustic sensors, the delay time of the noise leak signals received by the first and second acoustic sensors, determine data on the real and imaginary parts of the mutual spectrum of noise leak signals, after which the leak location is determined taking into account the propagation velocity of acoustic waves in the medium and the velocity
- the device for determining a leak in a pipeline contains first and second receiving paths, each of which contains series-connected first and second acoustic sensors, respectively, an amplifier, a filter, an analog-to-digital converter, the first acoustic sensor having acoustic contact with piping and is acoustically shielded from acoustic waves in the environment of the conduit, and a second acoustic is acoustically shielded from acoustic waves propagating through the pipeline, a mutual spectrum analyzer is introduced into the device, the first and second inputs of which are connected to the outputs of the analog-to-digital converters of the first and second receiving paths, respectively, a unit for calculating the distance and propagation velocity of group waves in the pipeline and an indicator, a memory unit is also introduced the propagation velocities of group waves in the pipeline and in the surrounding medium, the input of which is connected to the second output, and the output to the second input of the block computing states
- the objective of the claimed group of inventions is to develop a method and device for determining the location of a leak in the pipeline, ensuring the accuracy of determining the location of a leak in the pipeline.
- the technical result of the claimed group of inventions is to increase the accuracy and reliability of determining the location of a leak in the pipeline.
- the specified technical result is achieved due to the fact that the method of determining the place of a leak in the pipeline includes the following steps:
- the forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is carried out at a predetermined distance from the means for generating acoustic signals to the first acoustic sensor, and the average group velocity of sound propagation of the acoustic signal is determined based on the travel time the acoustic signal from the means for generating acoustic signals to the first acoustic sensor, which is the receiver of the acoustic signal from the means for creating acoustic signals to determine the speed of sound.
- the acoustic waves are forcedly excited in the pipeline at a predetermined distance from the acoustic signal generating means to the first acoustic sensor, and the average group velocity of sound propagation of the acoustic signal is determined based on the acoustic signal propagation time between the first and second acoustic sensors, with the first and second acoustic sensors are correlation and receivers of the acoustic signal from the means for creating acoustic signals for determining the speed of sound.
- Forced acoustic vibrations in the pipeline are carried out at an unknown distance from the acoustic signal generating means to the first acoustic sensor, and the average group velocity of sound propagation of the acoustic signal is determined based on the acoustic signal propagation time between the first and second acoustic sensors, while the first and second acoustic sensors are correlation and receivers of the acoustic signal from the means for creating acoustic signals for I determine the speed of sound.
- Forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is carried out using an acoustic pulse generator connected to means for generating acoustic signals by mechanical shock on the surface of the pipeline.
- Forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is carried out using an acoustic pulse generator connected to means for generating acoustic signals by creating an acoustic signal by a piezo emitter and transmitting the signal through a waveguide to the surface of the pipeline.
- the device for determining the location of the leak in the pipeline for the implementation of the above method contains an acoustic pulse generator, first and second receiving paths, each of which contains an acoustic sensor, amplifier, filter, signal transmission means, signal receiving means and an analog-to-digital converter (ADC) connected to the processing unit to which the indicator is connected, while the acoustic generator pulse signals connected to the means of generating acoustic signals installed on the pipeline and creating acoustic vibrations in the pipeline, while the first and second acoustic sensors located on the pipeline are spaced apart by a predetermined the distance along its length is acoustically connected by means of a pipeline with a means of creating acoustic signals.
- ADC analog-to-digital converter
- a mechanical percussion device driven by a solenoid As a means of creating acoustic signals, a mechanical percussion device driven by a solenoid is used.
- a piezoelectric emitter acoustically connected to the pipeline is used as a means of creating acoustic signals.
- the means for creating acoustic signals is located in one housing with the first acoustic sensor.
- Means for transmitting and receiving a signal are made as a radio transmitter and receiver of a radio signal.
- Means of signal transmission and reception are made in the form of a wired connection.
- the acoustic pulse generator is provided with a pulse time synchronization means connected to the processing unit.
- Means for synchronizing the time of the pulse connected to the processing unit using wired communication.
- Means for synchronizing the time of the pulse connected to the processing unit via a radio channel.
- FIG. 1 Block diagram of the device
- the device for determining the location of the leak in the pipeline for implementation contains a generator (10) of acoustic pulse signals, the first and second receiving paths, each of which contains a series-connected acoustic sensor (1, 2), amplifier (3), filter (4), means ( 5) signal transmission, signal receiving means (6) and an analog-to-digital converter (7) connected to the processing unit (8) to which the indicator (9) is connected, while the generator (10) of acoustic pulse signals is connected to the means (1) 1) create acoustic si channels installed on the pipeline and creating acoustic vibrations in the pipeline, while the first (1) and second (2) acoustic sensors located on the pipeline are spaced a predetermined distance along its length, are acoustically connected by means of the pipeline to the means (1 1) of creating acoustic signals.
- a mechanical shock device is used driven by a solenoid.
- a piezoelectric emitter acoustically connected to the pipeline is used.
- the acoustic signal generating means (1 1) is located in the same housing as the first (1) acoustic sensor.
- Means of transmission (5) and reception (6) of the signal are made as a radio transmitter and receiver of the radio signal.
- Means of transmission (5) and reception (6) of the signal are made in the form of a wired connection.
- the generator (10) of acoustic pulse signals is equipped with means for synchronizing the time of the pulse connected to the processing unit.
- Means for synchronizing the time of the pulse connected to the processing unit using wired communication.
- Means for synchronizing the time of the pulse connected to the processing unit via a radio channel.
- means (1 1) for generating an acoustic signal, first (1) and second (2) acoustic sensors are fixed along the length of the pipeline, while means (1 1) for creating an acoustic signal are fixed to the pipeline at a predetermined distance mn (up to 1 km) from the first (1) - near acoustic sensor, and the first (1) and second (2) acoustic sensors are also fixed on the pipeline at a given distance n 2 (up to 1 km).
- the acoustic pulse generator (10) is connected to the acoustic signal generating means (11) made in the form of a mechanical shock device or a piezoelectric emitter.
- the generator (10) of acoustic pulse signals generates a voltage or current pulse, which is supplied to the means (1 1) for creating an acoustic signal and after converting the signal into it, means (11) for creating an acoustic signal are acoustically connected to the pipeline.
- the generator (10) of acoustic pulse signals contains means for synchronizing the time of the pulse, which records the start time of the creation of the acoustic signal and transfers it to the processing unit (8).
- the acoustic signal generating means (11) acoustically creates an acoustic signal in the pipeline, which, propagating through the pipeline, is detected by the first acoustic sensor (1), amplified in the amplifier (3), filtered by the filter (4), and transmitted using the signal transmission means (5) to the signal receiving means (6), the ADC is digitized (7), and enters the processing unit (8).
- the average group velocity (Vrp) of the signal propagation is calculated based on the delay time of the acoustic signal propagation between the sensors (t2) and the known distance between the sensors (h2) according to the formula:
- Vrp h2 ⁇ t2
- the forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is stopped, while the first (1) and second (2) acoustic sensors detect acoustic continuous signals from a leak, the received signals are amplified in an amplifier (3), filtered by a filter (4), and using transmission means of the signal (5) are transmitted to the signal receiving means (6), the ADCs are digitized (7), and fed to the processing unit (8).
- the processing unit (8) correlation processing of the processed continuous signals is carried out, with the detection of signals from the leak. Based on the correlation processing, the delay time of the signal from the leak to the first (1) and second (2) acoustic sensors is determined. Based on the delay time of the signal from the leak to the first (1) and second (2) acoustic sensors and the average group speed, the processing unit calculates the distance to the leak from one of the sensors. The calculated data are displayed on the indicator (9).
- the use of two acoustic sensors (1, 2) located at a given distance from each other along the length of the pipeline and means (1 1) for creating an acoustic signal located at a given distance from the first (1) - near acoustic sensor allows to increase the accuracy and reliability of determining the location finding leaks in the pipeline, due to the location of the means (1 1) for creating an acoustic signal from the first (1) - nearest acoustic sensor at a greater distance than in the closest analogue, since in the closest
- the source of generating acoustic vibrations can be installed no more than 10 m from the acoustic sensor, since the acoustic signal in the soil decays quickly and it is difficult to accurately determine the average group velocity of the signal, therefore, the proposed group EFFECT: invention makes it possible to more accurately determine the average group velocity of a signal, therefore, to increase the accuracy and reliability of determining the location of a leak in a pipeline.
- acoustic signal generating means (11) are fixed along the pipe length
- the first (1) and second (2) acoustic sensors while acoustic signal generating means (11) are fixed to the pipeline at an unknown distance mn ( up to 1 km) from the first (1) - near acoustic sensor, and the first (1) and second (2) acoustic sensors are also fixed on the pipeline at a given distance n 2 (up to 1 km).
- the operation of the device is carried out similarly to the first embodiment of the invention, for except that the average group signal propagation speed is determined based on the acoustic signal transit time between the first (1) and second (2) acoustic sensors, and the acoustic pulse generator (10) does not include a pulse time synchronization means.
- the proposed group of the invention improves the accuracy and reliability of determining the location of a leak in the pipeline.
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способу и устройству определения места утечки жидкости или газа в трубопроводах и предназначено для определения координат течи в труднодоступных местах трубопровода, например, газопроводов и нефтепроводов. Техническим результатом заявленной группы изобретений является повышение точности и достоверности определения места нахождения течи в трубопроводе. Способ определения места течи в трубопроводе, включающий следующие этапы: принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе, на котором закреплены два акустических датчика, расположенные на заданном расстояние друг от друга по длине трубопровода; прием акустических импульсных сигналов первым и вторым акустическим датчиком, с фиксацией времени прихода акустических импульсов сначала на первый акустический датчик – ближний, а затем на второй акустический датчик; определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала в трубопроводе на основе данных прохождения акустических импульсных сигналов от средства создания акустических сигналов до, по крайней мере, одного акустического датчика; прием акустического сигнала от течи первым и вторым акустическими датчиками, с последующими обработкой полученного сигнала и определения времени задержки прихода сигнала на датчики от течи; определение расстояния до течи в трубопроводе от одного из датчиков на основании определенных времени задержки прихода сигнала на датчики от течи и измеренной средней групповой скорости звука в трубопроводе.
Description
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ТЕЧИ В ТРУБОПРОВОДЕ
И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Группа изобретений относится к способу и устройству определения места утечки жидкости или газа в трубопроводах и предназначено для определения координат течи в труднодоступных местах трубопровода, например, газопроводов и нефтепроводов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Известен способ обнаружения места положения течи, раскрытый в US 5058419 А, опубл. 22.10.19991. Способ заключается в приеме звука первым датчиком, установленном на трубопроводе, приеме сигнала вторым датчиком, установленном на том же трубопроводе на некотором расстоянии от первого, выполнение математической обработки сигналов, расчет времени задержки сигнала от течи, определение расстояния до места утечки от первого и второго датчиков.
Данный корреляционный метод имеет ряд недостатков. Для расчета расстояния до места утечки необходимо знать значение скорости групповой скорости звука в трубопроводе с жидкостью. В данном патенте данную скорость определяют расчетным способом, что может привести к существенным погрешностям в определении расстояния до утечки. При погрешности определения скорости в 5 %, погрешность определения расстояния в трубопроводе длинной 1000 м может достигать ±5 0 м, что не приемлемо для проведения земляных работ в городских условиях.
Наиболее близким аналогом заявленной группы изобретения является способ и устройство определения места течи в трубопроводе, раскрытые в RU 22498020 С2, опубл. 10.04.2005.
Способ, раскрытый в наиболее близком аналоге, заключается в приеме шумовых сигналов первым и вторым акустическими датчиками, преобразования этих акустических сигналов в электрические, фильтрацию и дискретизацию электрических сигналов и определение места течи по времени задержки шумовых сигналов течи, при этом акустические датчики устанавливаются рядом, один на трубопровод, второй рядом с трубопроводом в окружающей среде, первый датчик экранируют от шума в окружающей среде, второй датчик экранируют от шума в трубопроводе. Предварительно на фиксированном расстоянии RH от датчиков возбуждают в трубопроводе и в окружающей его среде искусственный шумовой сигнал, принимают шумовой сигнал, распространяющийся по трубопроводу первым акустическим датчиком, шумовой сигнал, распространяющийся по окружающей трубопровод среде вторым акустическим датчиком, электрические сигналы первого и второго акустических датчиков после фильтрации и дискретизации подвергают взаимоспектральной обработке, по данным о действительной и мнимой частях взаимного спектра, величине RH и расчетному значению скорости распространения акустических волн в среде находят скорость распространения
групповых волн в трубопроводе, при наличии сигнала течи производят взаимоспектральную обработку преобразованных в электрические сигналы отфильтрованных, дискретизированных сигналов течи, принятых первым и вторым акустическими датчиками, время задержки шумовых сигналов течи, принятых первым и вторым акустическими датчиками, определяют данные о действительной и мнимой частях взаимного спектра шумовых сигналов течи, после чего определяют место течи с учетом скорости распространения акустических волн в среде и скорости групповых волн в трубопроводе. Данное значение групповой скорости используется для расчета расстояния до места течи.
Устройство определения места течи в трубопроводе, раскрытое в наиболее близком аналоге, содержит первый и второй приемные тракты, каждый из которых содержит последовательно соединенные первый и второй акустические датчики соответственно, усилитель, фильтр, аналого-цифровой преобразователь, причем первый акустический датчик имеет акустический контакт с трубопроводом и акустически заэкранирован от акустических волн в окружающей трубопровод среде, а второй акустический акустически заэкранирован от акустических волн, распространяющихся по трубопроводу, в устройство введены последовательно соединенные анализатор взаимного спектра, первый и второй входы которого соединены с выходами аналого- цифровых преобразователей первого и второго приемного трактов соответстве нно, блок вычисления расстояния и скорости распространения групповых волн в трубопроводе и индикатор, также введен блок памяти скоростей распространения групповых волн в трубопроводе и в окружающей трубопровод среде, вход которого соединен со вторым выходом, а выход - со вторым входом блока вычисления расстояния и скорости распространения групповых волн в трубопроводе, также введен блок управления, синхровходы и синхровыходы которого соединены с аналого-цифровым преобразователем, с анализатором взаимного сп ектра, с блоком вычисления расстояния и скорости распространения групповых волн в трубопроводе, с блоком памяти скоростей распространения групповых волн в трубопроводе и в окружающей трубопровод среде и с индикатором, также введен искусственный источник акустического сигнала, акустически связанный с первым акустическим датчиком по трубопроводу, а со вторым акустическим датчиком - по окружающей трубопровод среде.
Недостатками наиболее близкого аналога является низкая точность в определении расстояния до течи по следующим причинам:
- точное определение скорости звука в окружающей среде является сложной задачей и задание табличного значения данной скорости или ее расчет имеет большие отклонения от истинного значения и приводят к таким же погрешностям в определении групповой скорости, что и просто расчет по заданному диаметру, давлению и материалу.
- шумовой источник искусственного звука усложняет определение времени прохождения сигнала и повышает погрешность в его определении. Кроме того, если окружающей трубопровод средой является грунт, то затухание акустического сигнала в грунте не позволит использовать данное устройство на практике, т.к. расстояние от источника искусственного источника акустического сигнала до места расположения датчиков не превысит несколько метров.
- аппаратные погрешности измерения времени задержки, согласования времени начала импульса в грунте и трубопроводе, неточность задания скорости звука в окружающей среде приведут к погрешностям в десятки процентов про расчете групповой скорости звука в трубопроводе.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Задачей заявленной группы изобретений является разработка способа и устройства определения места течи в трубопроводе, обеспечивающих точность определения места течи в трубопроводе.
Техническим результатом заявленной группы изобретений является повышение точности и достоверности определения места нахождения течи в трубопроводе.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ определения места течи в трубопроводе включает следующие этапы:
a) Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе, на котором закреплены два акустических датчика, расположенные на заданном расстоянии друг от друга по длине трубопровода;
b) Прием акустических импульсных сигналов первым и вторым акустическим датчиком, с фиксацией времени прихода акустических импульсов сначала на первый акустический датчик - ближний, а затем на второй акустический датчик;
с) Определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала в трубопроводе на основе данных прохождения акустических импульсных сигналов от средства создания акустических сигналов до, по крайней мере, одного акустического датчика;
d) Прием акустического сигнала от течи первым и вторым акустическими датчиками, с последующими обработкой полученного сигнала и определения времени задержки прихода сигнала на датчики от течи;
e) Определение расстояния до течи в трубопроводе от одного из датчиков на основании определенных времени задержки прихода сигнала на датчики от течи и измеренной средней групповой скорости звука в трубопроводе.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется на заданном расстоянии от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, а определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала осуществляют на основе времени прохождения
акустического сигнала от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, являющегося приемником акустического сигнала от средства создания акустических сигналов для определения скорости звука.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется на заданном расстоянии от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, а определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала осуществляют на основе времени прохождения акустического сигнала между первым и вторым акустическими датчиками, при этом первый и второй акустические датчики являются корреляционными и приемниками акустического сигнала от средства создания акустических сигналов для определения скорости звука.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется на неизвестном расстоянии от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, а определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала осуществляют на основе времени прохождения акустического сигнала между первым и вторым акустическими датчиками, при этом первый и второй акустические датчики являются корреляционным и приемниками акустического сигнала от средства создания акустических сигналов для определения скорости звука.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется с помощью генератора акустических импульсов, соединенного со средством создания акустических сигналов путем механического удара по поверхности трубопровода.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется с помощью генератора акустических импульсов, соединенного со средством создания акустических сигналов путем создания акустического сигнала пьезоизлучателем и передачи сигнала через волновод на поверхность трубопровода.
Указанный технический результат достигается также за счет того, что устройство определения места положения течи в трубопроводе для осуществления вышеописанного способа содержит генератор акустических импульсных сигналов, первый и второй приемные тракты, каждый из которых содержит последовательно соединенные акустический датчик, усилитель, фильтр, средство передачи сигнала, средство приема сигнала и аналого-цифровой преобразователь (АЦП), соединенные с блоком обработки, к которому подключен индикатор, при этом генератор акустических импульсных сигналов соединен со средством создания акустических сигналов, установленном на трубопроводе и создающим акустические колебания в трубопроводе, при этом первый и второй акустические датчики, расположенные на трубопроводе, разнесены на заданное
расстояние по его длине, акустически связаны при помощи трубопровода со средством создания акустических сигналов.
В качестве средства создания акустических сигналов применено механическое ударное устройство, приводимое в действие с помощью соленоида.
В качестве средства создания акустических сигналов применен пьезоэлектрический излучатель, акустически связанный с трубопроводом.
Средство создания акустических сигналов расположено в одном корпусе с первым акустическим датчиком.
Средства передачи и приема сигнала выполнены как радиопередатчик и приемник радиосигнала.
Средства передачи и приема сигнала выполнены в виде проводной связи.
Генератор акустических импульсных сигналов снабжен средством синхронизации времени импульса, соединенным с блоком обработки.
Средство синхронизации времени импульса, соединенным с блоком обработки с помощью проводной связи.
Средство синхронизации времени импульса, соединенным с блоком обработки с помощью радиоканала.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Изобретение будет более понятным из описания, не имеющего ограничительного характера и приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:
Фиг. 1 - Блок-схема устройства;
Фиг. 2 - Расположение на трубопроводе элементов устройства.
1 - первый акустический датчик; 2 - второй акустический датчик; 3 - усилитель; фильтр; 4 - фильтр; 5 - средство передачи сигнала; 6 - средство приема сигнала; 7 - АЦП; 8 - блок обработки; 9 - индикатор; 10 - генератор акустических импульсных сигналов; 11 - средство создания акустических сигналов; 12 - место течи в трубопроводе.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Устройство определения места положения течи в трубопроводе для осуществления содержит генератор (10) акустических импульсных сигналов, первый и второй приемные тракты, каждый из которых содержит последовательно соединенные акустический датчик (1 , 2), усилитель (3), фильтр (4), средство (5) передачи сигнала, средство (6) приема сигнала и аналого-цифровой преобразователь (7), соединенные с блоком обработки (8), к которому подключен индикатор (9), при этом генератор (10) акустических импульсных сигналов соединен со средством (1 1 ) создания акустических сигналов, установленном на трубопроводе и создающим акустические колебания в трубопроводе, при этом первый (1 ) и второй (2) акустические датчики, расположенные на трубопроводе, разнесены на заданное расстояние по его длине, акустически связаны при помощи трубопровода со средством (1 1 ) создания акустических сигналов.
В качестве средства (1 1 ) создания акустических сигналов применено механическое ударное устройство, приводимое в действие с помощью соленоида.
В качестве средства (11) создания акустических сигналов применен пьезоэлектрический излучатель, акустически связанный с трубопроводом.
Средство (1 1 ) создания акустических сигналов расположено в одном корпусе с первым (1 ) акустическим датчиком.
Средства передачи (5) и приема (6) сигнала выполнены как радиопередатчик и приемник радиосигнала.
Средства передачи (5) и приема (6) сигнала выполнены в виде проводной связи. Генератор (10) акустических импульсных сигналов снабжен средством синхронизации времени импульса, соединенным с блоком обработки.
Средство синхронизации времени импульса, соединенным с блоком обработки с помощью проводной связи.
Средство синхронизации времени импульса, соединенным с блоком обработки с помощью радиоканала.
Заявленное устройство в соответствии с фиг. 1 -2 работает следующим образом. В соответствии одним вариантом осуществления изобретения по длине трубопровода закрепляются средство (1 1 ) создания акустического сигнала, первый (1) и второй (2) акустические датчики, при этом средство (1 1 ) создания акустического сигнала закреплено на трубопроводе на заданном расстоянии гн (до 1 км) от первого (1) - ближнего акустического датчика, а первый (1) и второй (2) акустические датчики также закреплены на трубопроводе на заданном расстоянии п2 (до 1 км). После чего в трубопроводе осуществляют принудительное возбуждение акустических колебаний, для этого генератор (10) акустических импульсных сигналов подключают к средству (11) создания акустического сигнала, выполненного в виде механического ударного устройства или пьезоэлектрического излучателя. После чего генератор (10) акустических импульсных сигналов вырабатывает импульс напряжения или тока, который поступает на средство (1 1 ) создания акустического сигнала и после преобразования сигнала в нем приводит в действие средство (11) создания акустического сигнала, акустически связанное с трубопроводом. При этом генератор (10) акустических импульсных сигналов содержит средство синхронизации времени импульса, которое фиксирует время начала создания акустического сигнала и передает на блок обработки (8). Средство (11) создания акустического сигнала акустически создает в трубопроводе акустический сигнал, который, распространяясь по трубопроводу фиксируется первым акустическим датчиком (1 ), усиливается в усилителе (3), фильтруется фильтром (4), и с помощью средства передачи сигнала (5) передается на средство приема сигнала (6), оцифровывается АЦП (7), и поступает на блок обработки (8). Акустический сигнал, достигая второго акустического датчика (2), расположенного на заданном расстоянии от первого (1 ), фиксируется им и
после обработки, аналогичной вышеописанной, поступает на блок обработки (8). В блоке обработки (8) происходит расчет средней групповой скорости (Vrp) прохождения сигнала на основе времени задержки прохождения акустического сигнала между датчиками (t2) и известного расстояния между датчиками (h2) по формуле:
Vrp = h2\t2
После этого прекращают принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе, при этом первый (1) и второй (2) акустические датчики фиксируют акустические непрерывные сигналы от течи, полученные сигналы усиливаются в усилителе (3), фильтруются фильтром (4), и с помощью средства передачи сигнала (5) передаются на средство приема сигнала (6), оцифровываются АЦП (7), и поступают на блок обработки (8). В блоке обработки (8) проводят корреляционную обработку обработанных непрерывных сигналов, с выявлением сигналов от течи. На основании корреляционной обработки определяется время задержки сигнала от утечки до первого (1) и второго (2) акустических датчиков. На основе времени задержки сигнала от утечки до первого (1) и второго (2) акустических датчиков и средней групповой скорости блок обработки рассчитывает расстояние до места утечки от одного из датчиков. Расчетные данные выводятся на индикатор (9).
Применение двух акустических датчиков (1 , 2), расположенных на заданном расстоянии друг от друга по длине трубопровода и средство (1 1 ) создания акустического сигнала, расположенного на заданном расстоянии от первого (1) - ближнего акустического датчика позволяет повысить точность и достоверность определения места нахождения течи в трубопроводе, за счет расположения средства (1 1 ) создания акустического сигнала от первого (1) - ближнего акустического датчика на большем расстоянии, чем в наиболее близком аналоге, так как в наиболее близком аналоге при создании акустических колебаний в грунте, источник создания акустических колебаний может быть установлен не более чем на 10 м от акустического датчика, так как акустический сигнал в грунте быстро затухает и на таком расстояние сложно точно определить среднюю групповую скорость прохождения сигнала, следовательно, предлагаемая группа изобретений позволяет более точно определить среднюю групповую скорость прохождения сигнала, следовательно, повысить точность и достоверность определения места нахождения течи в трубопроводе.
В соответствии с другим вариантом осуществления, при котором по длине трубопровода закрепляются средство (11) создания акустического сигнала, первый (1) и второй (2) акустические датчики, при этом средство (11) создания акустического сигнала закреплено на трубопроводе на неизвестном расстоянии гн (до 1 км) от первого (1) - ближнего акустического датчика, а первый (1) и второй (2) акустические датчики также закреплены на трубопроводе на заданном расстоянии п2 (до 1 км). Работа устройства осуществляется аналогично первому варианту осуществления изобретения, за
исключением того, что среднюю групповую скорость прохождения сигнала определяют на основе времени прохождения акустического сигнала между первым (1 ) и вторым (2) акустическими датчиками и генератор (10) акустических импульсных сигналов не содержит средство синхронизации времени импульса.
Осуществление заявленной группы изобретения по второму варианту при использование разнесенный на заданное расстояние на трубопроводе акустических датчиков (1 , 2), в отличие от прототипа, позволяет повысить точность и достоверность определения места нахождения течи в трубопроводе, за счет более точного определения групповой скорости прохождения сигнала в трубопроводе за счет измерения ее на том же участке трубопровода, где и определяется место утечки корреляционным способом.
Таким образом, предлагаемая группа изобретение позволяет повысить точность и достоверность определения места нахождения течи в трубопроводе.
Изобретение было раскрыто выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления изобретения, не меняющие его сущности, как оно раскрыто в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения.
Claims
1 . Способ определения места течи в трубопроводе, включающий следующие этапы:
a) Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе, на котором закреплены два акустических датчика, расположенные на заданном расстоянии друг от друга по длине трубопровода;
b) Прием акустических импульсных сигналов первым и вторым акустическими датчиками, с фиксацией времени прихода акустических импульсов сначала на первый акустический датчик - ближний, а затем на второй акустический датчик;
с) Определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала в трубопроводе на основе данных прохождения акустических импульсных сигналов от средства создания акустических сигналов до, по крайней мере, одного акустического датчика;
d) Прием акустического сигнала от течи первым и вторым акустическими датчиками, с последующими обработкой полученного сигнала и определения времени задержки прихода сигнала на датчики от течи;
e) Определение расстояния до течи в трубопроводе от одного из датчиков на основании определенных времени задержки прихода сигнала на датчики от течи и измеренной средней групповой скорости звука в трубопроводе.
2. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется на заданном расстоянии от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, а определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала осуществляют на основе времени прохождения акустического сигнала от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, являющегося приемником акустического сигнала.
3. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется на заданном расстоянии от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, а определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала осуществляют на основе времени прохождения акустического сигнала между первым и вторым акустическими датчиками, при этом первый и второй акустические датчики являются корреляционными и приемниками акустического сигнала от средства создания акустических сигналов для определения скорости звука.
4. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется на неизвестном расстоянии от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, а определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала
осуществляют на основе времени прохождения акустического сигнала между первым и вторым акустическими датчиками, при этом первый и второй акустические датчики являются корреляционным и приемниками акустического сигнала от средства создания акустических сигналов для определения скорости звука.
5. Способ по любому из п. п. 1 , 2, 3 или 4, отличающийся тем, что принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется с помощью генератора акустических импульсов, соединенного со средством создания акустических сигналов путем механического удара по поверхности трубопровода.
6. Способ по любому из п. п. 1 , 2, 3 или 4, отличающийся тем, что принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется с помощью генератора акустических импульсов, соединенного со средством создания акустических сигналов путем создания акустического сигнала пьезоизлучателем и передачи сигнала через волновод на поверхность трубопровода.
7. Устройство определения места положения течи в трубопроводе для осуществления способа по п. п. 1 -6, содержащее генератор акустических импульсных сигналов, первый и второй приемные тракты, каждый из которых содержит последовательно соединенные акустический датчик, усилитель, фильтр, средство передачи сигнала, средство приема сигнала и аналого-цифровой преобразователь, соединенные с блоком обработки, к которому подключен индикатор, при этом генератор акустических импульсных сигналов соединен со средством создания акустических сигналов, установленном на трубопроводе и создающим акустические колебания в трубопроводе, при этом первый и второй акустические датчики, расположенные на трубопроводе, разнесены на заданное расстояние по его длине, акустически связаны при помощи трубопровода со средством создания акустических сигналов.
8. Устройство по п. 7, отличающееся тем, что в качестве средства создания акустических сигналов применено механическое ударное устройство, приводимое в действие с помощью соленоида.
9. Устройство по п. 7, отличающееся тем, что в качестве средства создания акустических сигналов применен пьезоэлектрический излучатель, акустически связанный с трубопроводом.
10. Устройство по п. 7, отличающееся тем, что средство создания акустических сигналов расположено в одном корпусе с первым акустическим датчиком.
1 1 . Устройство по п. 7, отличающееся тем, что средства передачи и приема сигнала выполнены как радиопередатчик и приемник радиосигнала.
12. Устройство по п. 1 1 , отличающееся тем, что средства передачи и приема сигнала выполнены в виде проводной связи.
13. Устройство по п. 7, отличающееся тем, что генератор акустических импульсных сигналов снабжен средством синхронизации времени импульса, соединенным с блоком обработки.
14. Устройство по п. 13, отличающееся тем, что средство синхронизации времени импульса генератора акустических колебаний, соединенным с блоком обработки с помощью проводной связи.
15. Устройство по п. 13, отличающееся тем, что средство синхронизации времени импульса генератора акустических колебаний, соединенным с блоком обработки с помощью радиоканала.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016132866 | 2016-08-09 | ||
| RU2016132866A RU2620023C1 (ru) | 2016-08-09 | 2016-08-09 | Способ определения места течи в трубопроводе и устройство для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2018030919A1 true WO2018030919A1 (ru) | 2018-02-15 |
Family
ID=58881204
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2017/050066 Ceased WO2018030919A1 (ru) | 2016-08-09 | 2017-08-01 | Способ определения места течи в трубопроводе и устройство для его осуществления |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2620023C1 (ru) |
| WO (1) | WO2018030919A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112857699A (zh) * | 2021-01-03 | 2021-05-28 | 陕西理工大学 | 一种声矢量传感器的长输油气管道泄漏检测和定位方法 |
| CN116242555A (zh) * | 2023-03-13 | 2023-06-09 | 爱德森（厦门）电子有限公司 | 一种无线式声脉冲管道快速检漏传感器装置及其检测方法 |
| US20240053220A1 (en) * | 2021-01-08 | 2024-02-15 | Daikin Industries, Ltd. | Defect location estimation system, method of estimating defect location, and non-transitory storage medium |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2249802C2 (ru) * | 2002-01-25 | 2005-04-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный научно-исследовательский институт "Морфизприбор" | Способ определения места течи в трубопроводе и устройство для его реализации |
| WO2011130366A2 (en) * | 2010-04-15 | 2011-10-20 | Acoustic Systems, Inc. | Integrated acoustic leak detection system using intrusive and non-intrusive sensors |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4083229B2 (en) * | 1976-09-28 | 1984-09-11 | Method and apparatus for detecting and locating fluid leaks | |
| SU1715212A3 (ru) * | 1989-07-22 | 1992-02-23 | Astafev Vladimir A | Способ вы влени и определени местоположени утечки в трубопроводах |
| DE69305190T2 (de) * | 1992-01-16 | 1997-03-13 | Toshiba Kawasaki Kk | Verfahren und Vorrichtung zur Positionserkennung einer anormalen Stelle einer erdverlegten Rohrleitung |
| US7328618B2 (en) * | 2005-06-21 | 2008-02-12 | National Research Council Of Canada | Non-destructive testing of pipes |
| US7810378B2 (en) * | 2007-06-21 | 2010-10-12 | National Research Council Of Canada | Monitoring of leakage in wastewater force mains and other pipes carrying fluid under pressure |
| CA3177996A1 (en) * | 2010-06-16 | 2011-12-22 | Mueller International, Llc | Infrastructure monitoring devices, systems, and methods |
| GB2519142B (en) * | 2013-10-11 | 2016-09-28 | Univ Manchester | Signal processing system and method |
| US10560764B2 (en) * | 2014-05-30 | 2020-02-11 | Aquarius Spectrum Ltd. | System, method, and apparatus for synchronizing sensors for signal detection |
-
2016
- 2016-08-09 RU RU2016132866A patent/RU2620023C1/ru active
-
2017
- 2017-08-01 WO PCT/RU2017/050066 patent/WO2018030919A1/ru not_active Ceased
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2249802C2 (ru) * | 2002-01-25 | 2005-04-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный научно-исследовательский институт "Морфизприбор" | Способ определения места течи в трубопроводе и устройство для его реализации |
| WO2011130366A2 (en) * | 2010-04-15 | 2011-10-20 | Acoustic Systems, Inc. | Integrated acoustic leak detection system using intrusive and non-intrusive sensors |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112857699A (zh) * | 2021-01-03 | 2021-05-28 | 陕西理工大学 | 一种声矢量传感器的长输油气管道泄漏检测和定位方法 |
| CN112857699B (zh) * | 2021-01-03 | 2023-09-29 | 西安金时利和自动化工程有限公司 | 一种声矢量传感器的长输油气管道泄漏检测和定位方法 |
| US20240053220A1 (en) * | 2021-01-08 | 2024-02-15 | Daikin Industries, Ltd. | Defect location estimation system, method of estimating defect location, and non-transitory storage medium |
| CN116242555A (zh) * | 2023-03-13 | 2023-06-09 | 爱德森（厦门）电子有限公司 | 一种无线式声脉冲管道快速检漏传感器装置及其检测方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2620023C1 (ru) | 2017-05-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10094659B2 (en) | Method and apparatus for determining properties of a pipeline, in particular the position of a branch of a sewage pipeline | |
| US10458871B2 (en) | Apparatus and method for measuring the pressure inside a pipe or container | |
| US6595038B2 (en) | Apparatus for determining the position of a signal from a pipe | |
| AU2009261918B2 (en) | Apparatus and method to locate an object in a pipeline | |
| CN108369242A (zh) | 改进的波束成形声学信号行进时间流量计 | |
| RU2017139770A (ru) | Установка и способ дистанционного измерения геометрических параметров трубопровода на стадии спуска посредством звуковых волн в режиме реального времени | |
| EP3164680B1 (en) | Method of measuring time of flight of an ultrasound pulse | |
| RU2620023C1 (ru) | Способ определения места течи в трубопроводе и устройство для его осуществления | |
| CN111157065A (zh) | 气体超声流量计超声波信号传输回路中声延时测量方法 | |
| RU2010227C1 (ru) | Способ определения местоположения источников акустической эмиссии в трубопроводах | |
| KR101826917B1 (ko) | 다중 채널 초음파를 이용한 장거리 배관 진단 방법 | |
| RU2249802C2 (ru) | Способ определения места течи в трубопроводе и устройство для его реализации | |
| RU2451932C1 (ru) | Способ измерения коррозии трубы магистральных трубопроводов | |
| RU2002102334A (ru) | Способ определения места течи в трубопроводе и устройство для его реализации | |
| RU2650747C1 (ru) | Способ и устройство определения места прохождения трубопровода | |
| RU2628672C1 (ru) | Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе и устройство для его осуществления | |
| JP2009270882A (ja) | 超音波流量計 | |
| RU2841659C1 (ru) | Способ определения местоположения внутритрубных снарядов в магистральных и промысловых нефтепроводах | |
| RU67286U1 (ru) | Устройство для определения местоположения и скорости движущегося внутритрубного объекта (варианты) | |
| JPS58208636A (ja) | 漏水等配管からの漏れ位置検出装置 | |
| RU86759U1 (ru) | Устройство акустической дальнометрии | |
| RU25943U1 (ru) | Устройство для определения места течи в трубопроводе | |
| JP2020056639A (ja) | 圧力計測装置 | |
| RU2313068C2 (ru) | Способ измерения расхода газа в трубопроводах и устройство для его осуществления | |
| JPH0476454A (ja) | 液配管の検査方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 17839913 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 17839913 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |