RU2628672C1 - Method for leak tightness control and determining leak point coordinate in product pipeline and device for its implementation - Google Patents
Method for leak tightness control and determining leak point coordinate in product pipeline and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2628672C1 RU2628672C1 RU2016144395A RU2016144395A RU2628672C1 RU 2628672 C1 RU2628672 C1 RU 2628672C1 RU 2016144395 A RU2016144395 A RU 2016144395A RU 2016144395 A RU2016144395 A RU 2016144395A RU 2628672 C1 RU2628672 C1 RU 2628672C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- leak
- acoustic
- correlation function
- determining
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D5/00—Protection or supervision of installations
- F17D5/02—Preventing, monitoring, or locating loss
- F17D5/06—Preventing, monitoring, or locating loss using electric or acoustic means
-
- 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
- G01M3/243—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 for pipes
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY
Группа изобретений относится к способу и устройству контроля герметичности и определения координаты места течи жидкости или газа в трубопроводах, например, газопроводов и нефтепроводов.The group of inventions relates to a method and apparatus for monitoring tightness and determining the coordinates of the location of a liquid or gas leak in pipelines, for example, gas pipelines and oil pipelines.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
Известен способ определения координаты течи в трубопроводах и устройство для его осуществления, раскрытые в SU 1283566 А1, опубл. 15.01.1987. Способ определения координаты течи в трубопроводах, заключающийся в том, что принимают акустические сигналы в двух точках по длине трубопровода, измеряют разность времени прихода сигналов в эти точки корреляционным способом путем дискретной задержки сигналов одного канала приема относительно другого, а величину координаты течи определяют по максимуму корреляционной кривой, при этом измеряют величину шага задержки сигналов до получения на корреляционной кривой двух смежных максимумов равной величины, а определение координаты течи производят с учетом расстояния между точками приема акустических сигналов, величины, номера и числа шагов задержки сигналов. Устройство для определения координаты течи в трубопроводах содержит электроакустические преобразователи, усилители, формирователи, регистры сдвига с генератором сигналов сдвига, схемы совпадений, счетчики импульсов, коммутатор и индикатор.A known method for determining the coordinates of a leak in pipelines and a device for its implementation, disclosed in SU 1283566 A1, publ. 01/15/1987. The method for determining the coordinates of leaks in pipelines, which consists in the fact that they receive acoustic signals at two points along the length of the pipeline, measure the difference in the time of arrival of signals at these points in a correlation way by discretely delaying the signals of one receiving channel relative to another, and the magnitude of the coordinates of the leak is determined by the maximum curve, in this case, the signal delay step is measured until two adjacent peaks of equal value are obtained on the correlation curve, and the determination of the leak coordinate is Produce taking into account the distance between the points of reception of acoustic signals, the magnitude, number and number of delay steps of the signals. A device for determining the coordinates of a leak in pipelines contains electro-acoustic transducers, amplifiers, shapers, shift registers with a shift signal generator, coincidence circuits, pulse counters, a switch and an indicator.
Недостатком известного технического решения является то, что не устраняются ложные пики корреляционной функции, связанные с геометрией трубопровода и наличием опор и перемычек.A disadvantage of the known technical solution is that the false peaks of the correlation function associated with the geometry of the pipeline and the presence of supports and jumpers are not eliminated.
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе и устройство для его осуществления, раскрытые в RU 2181881 С2, опубл. 27.04.2002. Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе заключается в приеме акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода, обнаружении течи и последующей корреляционной обработке принятых акустических сигналов, в результате которой определяют разность времен прихода акустических сигналов и координату места течи, при этом перед корреляционной обработкой принятых акустических сигналов проводят режектирование дискретных составляющих в каждом из сигналов с последующим спектральным анализом последних и из полученных спектров сигналов выделяют долговременные спектральные составляющие, длительностью превышающие 30 с, и с амплитудой, превышающей фон на 3-6 дБ, и по данным спектральным составляющим судят о наличии течи. При этом проводят дополнительный прием акустических сигналов в третьей точке по длине продуктопровода, производят их спектральный анализ и выделяют спектральные составляющие, соответствующие спектру колебаний перекачивающих насосов на компрессорных станциях, а режектирование дискретных составляющих в каждом из первых двух сигналов осуществляют с учетом полученных спектральных составляющих, соответствующих спектру колебаний перекачивающих насосов на компрессорных станциях продуктопровода. Устройство содержит три датчика, соединенных с блоком обработки сигналов, который связан с регистратором.The closest analogue of the claimed invention is a method for monitoring the tightness and determining the coordinates of the leak in the product pipeline and a device for its implementation, disclosed in RU 2181881 C2, publ. 04/27/2002. The method of tightness control and determining the location of the leak in the product pipeline consists in receiving acoustic signals at two points along the length of the product pipeline, detecting the leak, and then correlating the received acoustic signals, which determines the difference in the arrival times of the acoustic signals and the coordinate of the leak location, while before the correlation by processing the received acoustic signals, discrete components are rejected in each of the signals, followed by spectral analysis m and last spectra of the received signals is isolated long-term spectral components exceeding a duration of 30 seconds and with an amplitude exceeding the background by 3-6 dB and the spectral components according to the presence of a leak is judged. In this case, an additional reception of acoustic signals at a third point along the length of the product pipeline is carried out, spectral analysis is performed and spectral components are selected that correspond to the vibration spectrum of the transfer pumps at compressor stations, and discrete components are cut in each of the first two signals taking into account the obtained spectral components corresponding to vibration spectrum of transfer pumps at compressor stations of a product pipeline. The device contains three sensors connected to the signal processing unit, which is connected with the recorder.
Недостатком наиболее близкого аналога является то, что не устраняются ложные пики корреляционной функции, связанные с геометрией трубопровода и наличием опор и перемычек.The disadvantage of the closest analogue is that the false peaks of the correlation function associated with the geometry of the pipeline and the presence of supports and jumpers are not eliminated.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Задачей заявленной группы изобретений является разработка способа и устройства контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе, обеспечивающих точность определения герметичности и места течи в трубопроводе.The objective of the claimed group of inventions is to develop a method and device for monitoring the tightness and determining the coordinates of the leak in the product pipeline, ensuring the accuracy of determining the tightness and the place of leak in the pipeline.
Техническим результатом заявленной группы изобретений является повышение точности и достоверности определения места нахождения течи в трубопроводе.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.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе включает прием акустических сигналов в первом и во втором трубопроводах, расположенных параллельно друг другу, при помощи четырех акустических датчиков, попарно расположенных на каждом трубопроводе на заданном расстоянии по их длине, с последующей корреляционной обработкой акустических сигналов с акустических датчиков и определением расстояний до пиков корреляционной функции, при этом на основе разности пиков корреляционной функции первого трубопровода, содержащего утечку, и второго трубопровода, не содержащего утечку, определяют координаты места течи в трубопроводе.The specified technical result is achieved due to the fact that the method of monitoring the tightness and determining the coordinates of the leak in the product pipeline includes receiving acoustic signals in the first and second pipelines parallel to each other using four acoustic sensors in pairs located on each pipeline at a given distance their length, followed by correlation processing of acoustic signals from acoustic sensors and determining the distances to the peaks of the correlation function, while Based on the difference of the peaks of the correlation function of the first pipeline containing the leak and the second pipeline that does not contain the leak, the coordinates of the leak in the pipeline are determined.
Устройство для определения места течи в продуктопроводе содержит корпус и четыре акустических датчика, при этом в корпусе расположены сумматор, первый, второй, третий и четвертый приемные тракты, каждый из которых соединен с акустическим датчиком, а в каждом приемном тракте расположены последовательно соединенные усилитель, фильтр, аналого-цифровой преобразователь (АЦП), которые соединены с блоком обработки, причем блок обработки соединен с сумматором.A device for determining a leak in a product pipeline contains a housing and four acoustic sensors, while an adder, a first, second, third and fourth receiving paths are located in the housing, each of which is connected to an acoustic sensor, and an amplifier, a filter, are connected in series in each receiving path , an analog-to-digital converter (ADC), which are connected to the processing unit, the processing unit being connected to the adder.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Изобретение будет более понятным из описания, не имеющего ограничительного характера и приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:The invention will be more clear from the description, which is not restrictive and given with reference to the accompanying drawings, which depict:
на фиг. 1 - блок-схема устройства;in FIG. 1 is a block diagram of a device;
на фиг. 2 - расположение на трубопроводе акустических датчиков;in FIG. 2 - location on the pipeline of acoustic sensors;
на фиг. 3 - караллерограммы корреляционных функций: а) по первому трубопроводу; б) по второму трубопроводу.in FIG. 3 - callerograms of correlation functions: a) along the first pipeline; b) through the second pipeline.
1 - первый акустический датчик; 2 - второй акустический датчик; 3 - третий акустический датчик; 4 - четвертый акустический датчик; 5 - усилитель; 6 - фильтр; 7 - АЦП; 8 - блок обработки; 9 - сумматор; 10 - корпус корреляционного течеискателя; 11 - уровень грунта; 12 - утечка; 13 - первый трубопровод; 14 - второй трубопровод; 15 - пик корреляционной функции акустического сигнала утечки; 16 - пик корреляционной функции акустического сигнала первого поворота первого трубопровода; 17 - пик корреляционной функции акустического сигнала второго поворота первого трубопровода; 18 - пик корреляционной функции акустического сигнала первого поворота второго трубопровода; 19 - пик корреляционной функции акустического сигнала второго поворота второго трубопровода.1 - the first acoustic sensor; 2 - second acoustic sensor; 3 - the third acoustic sensor; 4 - fourth acoustic sensor; 5 - amplifier; 6 - filter; 7 - ADC; 8 - processing unit; 9 - adder; 10 - housing correlation leak detector; 11 - soil level; 12 - leak; 13 - the first pipeline; 14 - the second pipeline; 15 - peak correlation function of the acoustic leak signal; 16 - peak correlation function of the acoustic signal of the first turn of the first pipeline; 17 - peak correlation function of the acoustic signal of the second turn of the first pipeline; 18 - peak correlation function of the acoustic signal of the first rotation of the second pipeline; 19 - peak correlation function of the acoustic signal of the second rotation of the second pipeline.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Устройство для определения места течи в продуктопроводе (корреляционный течеискатель) содержит корпус (10) и четыре акустических датчика (1-4), при этом в корпусе корреляционного течеискателя (10) расположены сумматор (9), первый, второй, третий и четвертый приемные тракты, каждый из которых соединен с акустическим датчиком (1-4), а в каждом приемном тракте расположены последовательно соединенные усилитель (5), фильтр (6), АЦП (7), которые соединены с блоком обработки (8), причем блок обработки (8) соединен с сумматором (9).A device for determining the place of a leak in the product pipeline (correlation leak detector) contains a housing (10) and four acoustic sensors (1-4), while an adder (9), first, second, third and fourth receiving paths are located in the housing of the correlation leak detector (10) , each of which is connected to an acoustic sensor (1-4), and in each receiving path there are series-connected amplifier (5), filter (6), ADC (7), which are connected to the processing unit (8), and the processing unit ( 8) connected to the adder (9).
Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе при помощи корреляционного течеискателя, содержащего корпус (10) и четыре датчика (1-4), осуществляют следующим образом. Закрепляют на расположенном в грунте первом трубопроводе (13) первый (1) и второй (2) акустические датчики, расположенные на заданном расстоянии (h1) друг от друга по длине первого трубопровода (13), а на втором трубопроводе (14), расположенном в грунте параллельно первому трубопроводу (13), закрепляют третий (3) и четвертый (4) акустические датчики, расположенные на заданном расстоянии (h1) друг от друга по длине второго трубопровода (14). Затем акустические датчики (1-4) при помощи проводов соединяют с соответствующим каждому датчику приемным трактом корпуса корреляционного течеискателя (10), расположенного над уровнем (11) грунта. В соответствии с фиг. 2 акустические датчики (1-4) установлены на участках трубопроводов (13, 14) между двумя поворотами трубопроводов (13, 14), расположенными на неизвестном расстоянии h2 от акустических датчиков (1, 3). После размещения акустических датчиков (1-4) на трубопроводах (13, 14) они принимают акустические сигналы, возникающие в результате соударения перекачиваемой жидкости о стенки трубопроводов (13, 14) как на прямом участке, так и в поворотах трубопроводов (13, 14). Принятые акустические сигналы усиливаются в усилителе (5), фильтруются фильтром (6), оцифровываются АЦП (7) и поступают на блок обработки (8). При появлении утечки (12) в первом трубопроводе (13) на неизвестном расстоянии h3 в месте утечки (12) возникают акустические сигналы, которые принимают акустические датчики (1, 2). Принятые акустические сигналы от утечки (12) усиливаются в усилителе (5), фильтруются фильтром (6), оцифровываются АЦП (7) и поступают на блок обработки (8). Предварительно в блок обработки (8) вносятся данные о трубопроводе: диаметр, материал трубопровода, давление жидкости в трубопроводе. Дополнительно вносится информация о расстоянии между датчиками (h1). Параметр «расстояние между датчиками (h1)» непосредственно используется в расчетах и при визуализации результатов, параметры «диаметр» и «материал» используются для выбора значения скорости звука (v) в трубопроводе табличным способом. Используется таблица, составленная на основе эмпирических данных.The method of tightness control and determining the coordinates of the leak in the product pipeline using a correlation leak detector containing a housing (10) and four sensors (1-4), is as follows. The first (1) and second (2) acoustic sensors are located on the first pipeline (13) located in the ground and located at a predetermined distance (h 1 ) from each other along the length of the first pipeline (13), and on the second pipeline (14) located in the soil parallel to the first pipeline (13), fix the third (3) and fourth (4) acoustic sensors located at a given distance (h 1 ) from each other along the length of the second pipeline (14). Then, the acoustic sensors (1-4) are connected via wires to the receiving path of the body of the correlation leak detector (10), located above the ground level (11), corresponding to each sensor. In accordance with FIG. 2 acoustic sensors (1-4) are installed in sections of pipelines (13, 14) between two turns of pipelines (13, 14) located at an unknown distance h 2 from acoustic sensors (1, 3). After placing acoustic sensors (1-4) on pipelines (13, 14), they receive acoustic signals arising from the collision of the pumped liquid against the walls of pipelines (13, 14) both in the straight section and in the turns of pipelines (13, 14) . The received acoustic signals are amplified in the amplifier (5), filtered by a filter (6), the ADCs (7) are digitized and fed to the processing unit (8). When a leak (12) occurs in the first pipeline (13) at an unknown distance h 3 , acoustic signals appear at the leak location (12), which are received by acoustic sensors (1, 2). Accepted acoustic signals from leakage (12) are amplified in the amplifier (5), filtered by a filter (6), the ADCs are digitized (7) and fed to the processing unit (8). Previously, data on the pipeline are entered into the processing unit (8): diameter, pipeline material, fluid pressure in the pipeline. Additionally, information about the distance between the sensors (h 1 ) is entered. The parameter "distance between the sensors (h1)" is directly used in the calculations and when visualizing the results, the parameters "diameter" and "material" are used to select the value of the speed of sound (v) in the pipeline in a tabular manner. An empirical data table is used.
В блоке обработки (8) производится измерение принятых и оцифрованных сигналов с датчиков. Причем количество измерений выбирается автоматически, в зависимости от расстояния между датчиками. Производится спектральный анализ исходных данных, для этого выполняется преобразование Фурье, рассчитываются амплитуды, и строятся гистограммы зависимости амплитуды сигнала от частоты. Определяется наличие узкополосных помех и несовпадений спектров парных датчиков. Корректируются фильтры. И проводится новое измерение. На основе скорректированных данных производится расчет корреляционной функции и привязка ее к обследуемому участку трубопровода. Привязка производится следующим образом:The processing unit (8) measures the received and digitized signals from the sensors. Moreover, the number of measurements is selected automatically, depending on the distance between the sensors. A spectral analysis of the source data is performed, for this, the Fourier transform is performed, the amplitudes are calculated, and histograms of the dependence of the signal amplitude on frequency are plotted. The presence of narrow-band interference and mismatch of the spectra of paired sensors is determined. Filters are adjusted. And a new dimension is being taken. Based on the adjusted data, the correlation function is calculated and linked to the pipeline section being examined. The binding is as follows:
- рассчитывается максимально возможное время запаздывания сигнала на одном датчике относительно сигнала на другом. Оно равно времени прохождения звуковой волной расстояния, равного длине обследуемого участка трубопровода (длина участка, деленная на скорость звука);- the maximum possible delay time of the signal on one sensor relative to the signal on the other is calculated. It is equal to the time the sound wave travels a distance equal to the length of the pipeline section being examined (the length of the section divided by the speed of sound);
- рассчитывается количество измерений «2⋅Nmax», которое делается за это время (рассчитанное время прохождения, умноженное на частоту дискретизации (q));- the number of measurements “2⋅N max ” is calculated, which is done during this time (the calculated transit time multiplied by the sampling frequency (q));
- сигнал утечки, пришедший к датчикам одновременно, соответствует утечке в центре участка.- the leak signal that came to the sensors at the same time corresponds to a leak in the center of the section.
Таким образом, весь участок разбивается на два отрезка. Отрезок от центра участка до первого (1) или третьего (3) датчиков соответствует точкам корреляционной функции, рассчитанным при запаздывании сигнала на первом (1) или третьем (3) датчиках, изменяющемся от 0 до Nmax. Отрезок от центра участка до второго (2) или четвертого (4) датчиков соответствует корреляционной функции с запаздыванием сигнала на втором (2) или четвертом (4) датчике, изменяющимся от 0 до Nmax;Thus, the entire section is divided into two segments. The segment from the center of the plot to the first (1) or third (3) sensors corresponds to the points of the correlation function calculated when the signal is delayed at the first (1) or third (3) sensors, changing from 0 to N max . The segment from the center of the plot to the second (2) or fourth (4) sensors corresponds to the correlation function with the delay of the signal at the second (2) or fourth (4) sensor, varying from 0 to N max ;
- полученное разрешение (А) (расстояние на местности, между соседними точками корреляционной функции) вычисляется по формуле A=v/2⋅q (корреляционная функция на всей длине участка имеет в 2 раза больше точек чем Nmax).- the obtained resolution (A) (distance on the ground, between adjacent points of the correlation function) is calculated by the formula A = v / 2⋅q (the correlation function along the entire length of the section has 2 times more points than N max ).
Производится расчет корреляционной функции для цифровых последовательностей сигналов с одного и другого датчиков.The correlation function is calculated for digital sequences of signals from one and the other sensors.
Расчет производится по формулам, приведенным ниже.The calculation is made according to the formulas below.
где Ur(n), Ur(n+τ) - отсчеты цифровых последовательностей сигналов с первого (третьего) датчика;where U r (n), Ur (n + τ) are samples of digital sequences of signals from the first (third) sensor;
Ub(n), Ub(n+τ) - отсчеты цифровых последовательностей сигналов со второго (четвертого) датчика;U b (n), U b (n + τ) - samples of digital sequences of signals from the second (fourth) sensor;
- среднеарифметическое значение отсчетов цифровых последовательностей сигналов с первого (третьего) датчика или со второго (четвертого) датчика соответственно; - the arithmetic mean of the samples of digital sequences of signals from the first (third) sensor or from the second (fourth) sensor, respectively;
τ - количество отсчетов цифровых последовательностей сигналов, показывающее разницу в отсчетах распространения сигнала от места утечки до места установки датчиковτ - the number of samples of digital signal sequences, showing the difference in the samples of the propagation of the signal from the leak to the installation location of the sensors
Nmax - количество отсчетов цифровых последовательностей сигналов, диапазон для расчета корреляционной функции 0≤τ≤(Nmax-1);N max - the number of samples of digital signal sequences, the range for calculating the correlation function 0≤τ≤ (N max -1);
- нормализованная (диапазон принимаемых значений от -1 до +1) корреляционная функция на отрезке между двумя датчиками, расположенными по длине трубопровода, от центра обследуемого участка трубопровода до первого (1) или третьего (3) датчика. - normalized (range of accepted values from -1 to +1) correlation function in the interval between two sensors located along the length of the pipeline, from the center of the pipeline section to the first (1) or third (3) sensor.
- нормализованная корреляционная функция на отрезке между двумя датчиками, расположенными по длине трубопровода, от центра обследуемого участка трубопровода до второго (2) или четвертого (4) датчика. - the normalized correlation function on the segment between two sensors located along the length of the pipeline, from the center of the pipeline section to the second (2) or fourth (4) sensor.
Корреляционная функция отображается в виде графиков а) и б) на фиг. 3. Левый край графика соответствует положению первого (1) или третьего (3) датчика, правый край - положению второго (2) или (4) датчика, центр графиков а) и б) соответствует центру обследуемого участка трубопровода. На графике определены пики корреляционной функции, которые могут быть вызваны шумом в трубопроводе. Данные пики могут быть вызваны как утечкой, так и наличием изгибов и перемычек в трубопроводе. На графике а) представлены следующие пики: пик корреляционной функции акустического сигнала утечки (15), пик корреляционной функции акустического сигнала первого поворота первого трубопровода (16) и пик корреляционной функции акустического сигнала второго поворота первого трубопровода (17), а на графике б) - пик корреляционной функции акустического сигнала первого поворота второго трубопровода (18) и пик корреляционной функции акустического сигнала второго поворота второго трубопровода (19).The correlation function is displayed as graphs a) and b) in FIG. 3. The left edge of the graph corresponds to the position of the first (1) or third (3) sensor, the right edge corresponds to the position of the second (2) or (4) sensor, the center of the graphs a) and b) corresponds to the center of the pipeline section being examined. The graph shows the peaks of the correlation function, which can be caused by noise in the pipeline. These peaks can be caused both by leakage, and by the presence of bends and jumpers in the pipeline. The following peaks are shown in graph a): the peak of the correlation function of the acoustic signal of the leak (15), the peak of the correlation function of the acoustic signal of the first turn of the first pipeline (16) and the peak of the correlation function of the acoustic signal of the second turn of the first pipeline (17), and in graph b) - the peak of the correlation function of the acoustic signal of the first turn of the second pipeline (18) and the peak of the correlation function of the acoustic signal of the second turn of the second pipeline (19).
Данные расчета корреляционной функции на первом и втором участках трубопровода поступают на сумматор (9), где выполняется вычитание пиков корреляционной функции. В местах, где оба трубопровода имеют однотипные, находящиеся на одинаковом расстоянии от датчиков элементы конструкции, создающие акустические сигналы (повороты, опоры, перемычки и др.), пики корреляционной функции (16-19), соответствующие первому и второму поворотам трубопроводов, компенсируют друг друга. В результате обработки (вычитания) пиков (15-19) корреляционной функции в сумматоре (9) оставшийся пик (15) корреляционной функции, соответствующий месту утечки (12), из сумматора (9) поступает в блок обработки (8), где рассчитывается расстояние до места утечки (12) и выводится на индикатор (не показан) корреляционного течеискателя (10). Расстояние до места утечки рассчитывается на основе определенного времени задержки сигнала до пика корреляционной функции (, где - количество отсчетов цифровых последовательностей сигналов, соответствующих пику корреляционной функции), наиболее вероятно соответствующего утечке, и рассчитанной скорости звука в трубопроводе (скорость, умноженная на время задержки, дает расстояние от центра между датчиками до утечки). Вычитая из половины расстояния между первым (1) и вторыми (2) (третьим (3) и четвертым (4)) датчиками расстояние до центра, получаем расстояние от датчика до утечки.The calculation data of the correlation function in the first and second sections of the pipeline are fed to the adder (9), where the peaks of the correlation function are subtracted. In places where both pipelines have the same structural elements that are at the same distance from the sensors, generating acoustic signals (turns, supports, jumpers, etc.), the peaks of the correlation function (16-19) corresponding to the first and second turns of the pipelines compensate each other friend. As a result of processing (subtracting) the peaks (15-19) of the correlation function in the adder (9), the remaining peak (15) of the correlation function corresponding to the leak point (12) from the adder (9) goes to the processing unit (8), where the distance is calculated to the leak (12) and is displayed on the indicator (not shown) of the correlation leak detector (10). The distance to the leak location is calculated based on the determined signal delay time to the peak of the correlation function ( where - the number of samples of digital sequences of signals corresponding to the peak of the correlation function), most likely corresponding to the leak, and the calculated speed of sound in the pipeline (the speed multiplied by the delay time gives the distance from the center between the sensors to the leak). Subtracting the distance from the center from the half of the distance between the first (1) and second (2) (third (3) and fourth (4)) sensors, we obtain the distance from the sensor to the leak.
Применение четырех датчиков и расчета корреляционной функции на двух идентичных участках трубопровода позволяет существенно снизить количество «ложных» утечек за счет наличия пиков корреляционной функции на одинаковом расстоянии от датчиков на обоих трубопроводах, что позволяет повысить точность и достоверность определения места нахождения течи в трубопроводе.The use of four sensors and calculation of the correlation function in two identical sections of the pipeline can significantly reduce the number of “false” leaks due to the presence of peaks of the correlation function at the same distance from the sensors in both pipelines, which improves the accuracy and reliability of determining the location of a leak in the pipeline.
Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет повысить точность и достоверность определения места нахождения течи в трубопроводе.Thus, the present invention improves the accuracy and reliability of determining the location of a leak in the pipeline.
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 она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения.The invention has been disclosed above with reference to a specific embodiment. Other specialists may be obvious to other embodiments of the invention, without changing its essence, as it is disclosed in the present description. Accordingly, the invention should be considered limited in scope only by the following claims.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016144395A RU2628672C1 (en) | 2016-11-11 | 2016-11-11 | Method for leak tightness control and determining leak point coordinate in product pipeline and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016144395A RU2628672C1 (en) | 2016-11-11 | 2016-11-11 | Method for leak tightness control and determining leak point coordinate in product pipeline and device for its implementation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2628672C1 true RU2628672C1 (en) | 2017-08-21 |
Family
ID=59744752
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016144395A RU2628672C1 (en) | 2016-11-11 | 2016-11-11 | Method for leak tightness control and determining leak point coordinate in product pipeline and device for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2628672C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU182961U1 (en) * | 2018-01-10 | 2018-09-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Техническое Предприятие "Инженерно-Производственный Центр" | LEAK ALARM SENSOR |
RU2754620C1 (en) * | 2020-09-01 | 2021-09-06 | Акционерное Общество "Российский Концерн По Производству Электрической И Тепловой Энергии На Атомных Станциях" (Ао "Концерн Росэнергоатом") | Method for controlling sealing capacity and detecting leak point in pipeline with shut-off element |
RU2789793C1 (en) * | 2022-08-02 | 2023-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Method for determining the linear coordinate of the place of occurrence of a leak in a pipeline |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1283566A1 (en) * | 1985-04-23 | 1987-01-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт По Разработке Неразрушающих Методов И Средств Контроля Качества Материалов | Method of determining coordinates of leakage in pipelines |
US4858462A (en) * | 1989-01-20 | 1989-08-22 | The Babcock & Wilcox Company | Acoustic emission leak source location |
RU2181881C2 (en) * | 1998-12-28 | 2002-04-27 | ОАО "Газпром" | Procedure testing leak-proofness and determining coordinates of point of leak in product pipe-line |
RU46579U1 (en) * | 2005-03-11 | 2005-07-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Проект-Ресурс" | PIPELINE DAMAGE DETECTION SYSTEM |
RU103616U1 (en) * | 2010-09-27 | 2011-04-20 | Российская Федерация, от имени которой выступает Министерство промышленности и торговли Российской Федерации (Минпромторг России) | DEVICE FOR DETERMINING THE LOCATION OF A PRODUCT LEAK FROM UNDERWATER PIPELINES |
RU2503937C1 (en) * | 2012-08-15 | 2014-01-10 | Сергей Сергеевич Сергеев | Method to define distance to place of leakage of underground pipeline and device for its realisation |
-
2016
- 2016-11-11 RU RU2016144395A patent/RU2628672C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1283566A1 (en) * | 1985-04-23 | 1987-01-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт По Разработке Неразрушающих Методов И Средств Контроля Качества Материалов | Method of determining coordinates of leakage in pipelines |
US4858462A (en) * | 1989-01-20 | 1989-08-22 | The Babcock & Wilcox Company | Acoustic emission leak source location |
RU2181881C2 (en) * | 1998-12-28 | 2002-04-27 | ОАО "Газпром" | Procedure testing leak-proofness and determining coordinates of point of leak in product pipe-line |
RU46579U1 (en) * | 2005-03-11 | 2005-07-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Проект-Ресурс" | PIPELINE DAMAGE DETECTION SYSTEM |
RU103616U1 (en) * | 2010-09-27 | 2011-04-20 | Российская Федерация, от имени которой выступает Министерство промышленности и торговли Российской Федерации (Минпромторг России) | DEVICE FOR DETERMINING THE LOCATION OF A PRODUCT LEAK FROM UNDERWATER PIPELINES |
RU2503937C1 (en) * | 2012-08-15 | 2014-01-10 | Сергей Сергеевич Сергеев | Method to define distance to place of leakage of underground pipeline and device for its realisation |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU182961U1 (en) * | 2018-01-10 | 2018-09-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Техническое Предприятие "Инженерно-Производственный Центр" | LEAK ALARM SENSOR |
RU2754620C1 (en) * | 2020-09-01 | 2021-09-06 | Акционерное Общество "Российский Концерн По Производству Электрической И Тепловой Энергии На Атомных Станциях" (Ао "Концерн Росэнергоатом") | Method for controlling sealing capacity and detecting leak point in pipeline with shut-off element |
RU2789793C1 (en) * | 2022-08-02 | 2023-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Method for determining the linear coordinate of the place of occurrence of a leak in a pipeline |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Gao et al. | On the selection of acoustic/vibration sensors for leak detection in plastic water pipes | |
EP2352979B1 (en) | Leak detector | |
AU2018208683B2 (en) | Flow meter configuration and calibration | |
Pal et al. | Detecting & locating leaks in water distribution polyethylene pipes | |
RU2628672C1 (en) | Method for leak tightness control and determining leak point coordinate in product pipeline and device for its implementation | |
Avanesians et al. | Wave separation: Application for arrival time detection in ultrasonic signals | |
RU2550576C1 (en) | Method to measure distance to noisy object | |
KR20170029899A (en) | Apparatus and method for estimating lfm signal parameter of active sonar system | |
RU2541699C1 (en) | Hydroacoustic method of distance measurement with help of explosive source | |
RU2460093C1 (en) | Method of measuring distance using sonar | |
RU2126563C1 (en) | Method of ultrasonic determination of leakage location | |
RU2612201C1 (en) | Method of determining distance using sonar | |
RU2559310C2 (en) | Method of estimating distance to noisy object at sea | |
RU2650747C1 (en) | Method and device for determining the location of the pipeline passage | |
JP5301913B2 (en) | Ultrasonic wall thickness calculation method and apparatus | |
RU2620023C1 (en) | Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation | |
CN115166648B (en) | Low signal-to-noise ratio radar signal processing method and device | |
RU2670714C9 (en) | Method of measuring frequency of echosygnal in doppler log | |
RU2572219C1 (en) | Method of processing noise emission signal of object | |
RU2181881C2 (en) | Procedure testing leak-proofness and determining coordinates of point of leak in product pipe-line | |
Lapshin et al. | Features of the search for leaks in pipelines of heat networks using the acoustic-emission method | |
RU2326379C1 (en) | Correlation analysis device | |
CN110529745B (en) | Algorithm for detecting pipeline leakage and position by optical fiber in frequency domain | |
CN102667508A (en) | Method for detecting a wavefront corresponding to an event in a signal received by a detector | |
Avramchuk et al. | New calculation method of correlation function applied to leak localization |