ITTO20000886A1 - Metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi. - Google Patents
Metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi. Download PDFInfo
- Publication number
- ITTO20000886A1 ITTO20000886A1 IT2000TO000886A ITTO20000886A ITTO20000886A1 IT TO20000886 A1 ITTO20000886 A1 IT TO20000886A1 IT 2000TO000886 A IT2000TO000886 A IT 2000TO000886A IT TO20000886 A ITTO20000886 A IT TO20000886A IT TO20000886 A1 ITTO20000886 A1 IT TO20000886A1
- Authority
- IT
- Italy
- Prior art keywords
- signal
- frequency
- phase
- function
- acoustic
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 6
- 230000003321 amplification Effects 0.000 claims description 3
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 claims description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 claims description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000013519 translation Methods 0.000 claims description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- IHPYMWDTONKSCO-UHFFFAOYSA-N 2,2'-piperazine-1,4-diylbisethanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CCN1CCN(CCS(O)(=O)=O)CC1 IHPYMWDTONKSCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000271 Kevlar® Polymers 0.000 description 1
- 239000007990 PIPES buffer Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010921 in-depth analysis Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000004761 kevlar Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
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
- 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)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Macromolecular Compounds Obtained By Forming Nitrogen-Containing Linkages In General (AREA)
Description
Descrizione a corredo di una domanda di brevetto per invenzione industriale dal titolo: METODO PER IL RILEVAMENTO DI PERDITE DA CONDOTTI SOMMERSI.
DESCRIZIONE
La presente invenzione è relativa ad un metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi.
Secondo quanto descritto, per esempio, nel Brevetto Statunitense No. 4,785,659 è noto di rilevare le perdite da condotti sommersi captando innanzitutto un segnale di rumore della perdita mediante un trasduttore sonoro, eliminando successivamente la porzione di banda sonora udibile mediante la-sottrazione di un segnale di riferimento dal segnale di rumore per ottenere un segnale ultrasonico, traslando quindi il segnale ultrasonico verso una banda sonora udibile, ed amplificando infine il segnale risultante per inviarlo ad un quadro di segnalazione di tipo sonoro o visivo.
II metodo sopra menzionato presenta alcuni inconvenienti dovuti non solo alla scarsa accuratezza ed alla bassa risoluzione dei rilievi effettuati, ma anche alla inefficace visualizzazione del segnale acquisito e del relativo spettro di frequenza.
Scopo della presente invenzione è quello di fornire un metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi, il quale non solo sia esente dai citati inconvenienti, ma permetta anche di. effettuare il rilevamento in modo del tutto indipendente dalle condizioni contingenti della rilevazione .
Secondo la presente invenzione viene fornito un metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi comprendente una fase di acquisizione di un segnale acustico in una regione circostante un condotto sommerso, una fase di trasmissione del detto segnale ad una unità di elaborazione del segnale stesso, ed una fase di elaborazione del detto segnale; il metodo essendo caratterizzato dal fatto che la fase di elaborazione comprende una fase di eliminazione dal detto segnale di frequenze a valori esterni ad un intervallo di frequenza determinato per ottenere una banda di lavoro a frequenze comprese nell'intervallo stesso, ed una fase di traslazione della banda di lavoro a valori di frequenza inferiori per ottenere due segnali in quadratura con metà della larghezza di banda attorno ad una frequenza nulla.
L'invenzione verrà ora descritta con riferimento ai disegni annessi, che ne illustrano un esempio di attuazione non limitativo, in cui:
- la figura 1 illustra, in via schematica una preferita forma di attuazione di un dispositivo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi realizzante il metodo della presente invenzione; e
- la figura 2 illustra uno schema di una unità di calcolo facente parte del dispositivo della figura 1.
Con riferimento alle figure 1 e 2, con 1 è indicato nel suo complesso un dispositivo per il rilevamento di perdite da condotti 2 sommersi.
Il dispositivo 1 comprende un dispositivo 3 di acquisizione di segnali acustici atto a scandagliare una regione 4 circostante il condotto 2, ed un dispositivo 5 trasmettitore atto a trasmettere .i segnali acquisiti ad una unità 6 di elaborazione, la quale fa parte del dispositivo 1 stesso, ed è installata su di una imbarcazione 7 al contrario dei dispositivi 3 e 5, i quali, invece, sono installati all'interno di un elemento 8 sommergibile stagno, e sono collegati all'unità 6 tramite un cavo 9 di connessione e trasmissione.
Il dispositivo 1 comprende, inoltre, un misuratore di inclinazione (noto e non illustrato), il quale è disposto all'interno dell'elemento 8 per verificare l'assetto dell'elemento 8 stesso.
Per l'acquisizione dei segnali nella regione 4, che può essere eseguita in modo statico -od in modo dinamico, ovvero avanzando l'elemento 8 lungo un asse A longitudinale del condotto 2 a passo oppure in modo continuo, il dispositivo 3 di acquisizione comprende un idrofono 10a a fascio, la cui geometria e direttività vengono scelte in funzione di alcuni parametri, tra i quali citiamo per dovere di chiarezza: il modus operandi scelto, le condizioni del condotto 2, e la pressione interna del condotto 2 stesso. Pertanto, possono essere utilizzati idrofoni IOa con fascio a ventaglio, con fascio conico, oppure con fascio conico ad apertura selezionabile, ed una scelta accurata del tipo di idrofono permette di incrementare il rapporto segnale/rumore .
Il dispositivo 5 di trasmissione comprende un pre-amplificatore 11 connesso in ingresso con il dispositivo 3, ed un equalizzatore 12 connesso in
ingresso con il pre-amplificatore 11 ed in uscita
con il cavo 9.
Il cavo 9 funge da cima di traino per
l'elemento 8, ed è provvisto, oltre che dei
necessari conduttori, di un'anima in kevlar. Nel
caso di ispezioni eseguite tramite veicoli
sottomarini filoguidati, il cavo 9 viene eliminato,
ed i segnali vengono portati in superficie tramite -l'ombelicale del veicolo.
L'unità 6 è atta ad eliminare dal segnale di
frequenza ricevuto dal dispositivo 5 tutte le
frequenze a valori esterni ad un intervallo di
frequenza determinato per ottenere una banda di
lavoro a frequenze comprese nell'intervallo stesso,
ed è atta a traslare la banda di lavoro a valori di
frequenza inferiori per ottenere due segnali in
quadratura con metà della larghezza di banda
disposta attorno ad una frequenza nulla.
In questo modo, i due segnali possono essere
acquisiti come due segnali audio da una scheda audio
installata su computer, mentre un software
installato sul computer provvede alla ricostruzione
del segnale originale calcolandone lo spettrogramma,
e l'intensità all'interno della banda di interesse.
Questi valori vengono calcolati ogni secondo e vengono visualizzati su di un grafico. -un terzo grafico raffigura l'intensità del segnale in funzione della frequenza e del tempo.
L'unità 6 comprende un dispositivo ricevitore 13 presentante una frequenza di taglio pari ad 1 kHz, un dispositivo amplificatore 14 del segnale ricevuto presentante un valore di amplificazione compreso tra 0 dB e 60 dB, ed un filtro 15 definente il citato intervallo di frequenza con un valore di frequenza minimo pari a 30 kHz ed un valore di frequenza massimo pari a 70 kHz.
In effetti, l'eventuale perdita dal condotto 2 consiste nella transizione di una massa di fluido da un ambiente interno al condotto 2 stesso presentante una pressione relativamente elevata, ad un ambiente esterno circostante il condotto 2 presentate una pressione inferiore. Di conseguenza, l'eventuale fluido fuoriuscente dal condotto 2 si espande dando origine ad un'onda di pressione, ovvero producendo un segnale a banda larga generalmente residente in buona parte fra tra i 30 ed i 70 kHz.
Pertanto, l'unità 6 è atta ad estrarre il rumore della perdita, ovvero il segnale, dal rumore dell'ambiente, ovvero il rumore vero e proprio, enfatizzando il più possibile il rapporto tra segnale e rumore, anche se il segnale è generalmente molto, debole, e si attenua ulteriormente nel suo viaggio dalla perdita al dispositivo 3.
L'unità 6 comprende, inoltre, un commutatore 16 di banda, il qual è connesso in ingresso con il filtro 15 e con un generatore 17 di frequenza modulante, ed è atto a traslare la citata banda di lavoro a valori di frequenza inferiori rendendo -compatibili tra loro la velocità di campionamento, la velocità di clock di un elaboratore 18 elettronico facente parte dell'unità 6 stessa, e la quantità di memoria richiesta per effettuare una conversione analogico/digitale del segnale.
L'unità 6 comprende, inoltre, un registratore 19 digitale ed un dispositivo 20 audio interno all'elaboratore 18, il primo dei quali è atto a ricevere ed a registrare i citati due segnali provenienti dal commutatore 16, mentre il secondo dei quali, unitamente ad un software di cui è dotato l'elaboratore 18 stesso, permette di ricostruire il segnale così come era prima del commutatore 16, e permette di monitorare l'energia acustica in funzione dell'unità di tempo, l'ampiezza in funzione della frequenza, e l'ampiezza in funzione della frequenza e dell'unità di tempo del segnale ricostruito .
In altre parole, l'elaboratore 18 genererà sul monitor ed in tempo reale due grafici bidimensionali riportanti, il primo l'energia del segnale in funzione del tempo ed all'interno di una banda selezionabile, ed il secondo lo spettro del segnale. L'elaboratore 18 genererà sempre sul monitor ed in tempo reale, un diagramma tridimensionale-riportante l'intensità del segnale in funzione del tempo e della frequenza. L'osservazione contemporanea dei tre diagrammi di cui sopra permette di individuare non solo l'eventuale presenza di una perdita nel condotto 2, sia che questo sia semplicemente posato sul fondo marino, sia che questo sia stato sotterrato sotto il fondo marino stesso, ma anche l'intensità e la forma dello spettro relativo.
Inoltre, risulta possibile seguire passo-passo il divenire non solo dell'intensità del segnale, ma anche del suo spettro, permettendo, quindi, una più agevole individuazione di perdite generanti segnali molto deboli nonché l'individuazione delle stesse in condizioni di rumore ambiente estremamente avverse.
Il funzionamento del dispositivo 1 per il rilevamento di perdite da condotti 2 è facilmente desumibile da quanto testé descritto e, pertanto, non richiede ulteriori approfondimenti. Tuttavia, per potivi di chiarezza, risulta opportuno precisare in estrema sintesi che durante l'avanzamento dell'elemento 8 lungo il condotto 2, il segnale rilevato dal dispositivo 3 e trasmesso dal dispositivo 5 all'unità 1, viene da quest'ultima processato mediante il dispositivo ricevitore, l'amplificatore, il filtro, ed il commutatore, per -essere inviato al registratore ed all'elaboratore elettronico in modo tale da averne una visualizzazione grafica sul monitor.
Inoltre, tutti i dati processati dall'elaboratore 18 vengono registrati per poter essere nuovamente visualizzati in un secondo tempo in modo da consentirne una ancora più approfondita analisi .
Claims (10)
- RIVENDICAZIONI 1. Metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi comprendente una fase di acquisizione di un segnale acustico in una regione circostante un condotto sommerso, una fase di trasmissione del detto segnale ad una unità di elaborazione del segnale stesso, ed una fase di elaborazione del detto segnale; il metodo essendo caratterizzato dal fatto che la fase di elaborazione comprende una fase di eliminazione dal detto segnale di frequenze a valori esterni ad un intervallo di frequenza determinato per ottenere una banda di lavoro a frequenze comprese nell'intervallo stesso, ed una fase di traslazione della banda di lavoro a valori di frequenza inferiori per ottenere due segnali in quadratura con metà della larghezza di banda attorno ad una frequenza nulla.
- 2. Metodo secondo la rivendicazione 1, caratterizzato dal fatto che la detta fase di elaborazione comprende una fase di registrazione digitale dei due segnali in quadratura, ed una fase di trasmissione dei due segnali in quadratura stessi ad un dispositivo di acquisizione audio facente parte della detta unità di elaborazione.
- 3. Metodo secondo la rivendicazione 2, caratterizzato dal fatto di comprendere una fase di monitoraggio dell'energia acustica in funzione dell'unità di tempo, dell'ampiezza in funzione della frequenza, e dell'ampiezza in funzione della frequenza e dell'unità di tempo di un segnale fuoriuscente dal detto dispositivo audio.
- 4. Metodo secondo la rivendicazione 3, caratterizzato dal fatto di comprendere una fase di generazione di due grafici bidimensionali -e di un grafico tridimensionale per evidenziare sia la presenza di un segnale anomalo sia l'intensità e la forma dello spettro dello stesso segnale; un primo grafico bidimensionale riportando l'energia del segnale in funzione del tempo ed all'interno di una banda selezionabile, un secondo grafico bidimensionale riportando lo spettro del segnale, ed il grafico tridimensionale riportando l'intensità del segnale in funzione del tempo e della frequenza.
- 5. Metodo secondo la rivendicazione 4, caratterizzato dal fatto di comprendere una fase di registrazione del segnale rilevato e dei dati da esso elaborati per una analisi successiva degli stessi.
- 6. Metodo secondo la rivendicazione 1, caratterizzato dal fatto che il detto intervallo di frequenza determinato presenta una frequenza minima pari a 30 kHz ed una frequenza massima pari a 70 kHz.
- 7. Metodo secondo la rivendicazione 1, caratterizzato dal fatto che la detta fase di elaborazione comprende una fase di ricezione del detto segnale mediante mezzi ricevitori presentanti una frequenza di taglio pari ad 1 kHz, ed una fase di amplificazione del segnale ricevuto mediante mezzi amplificatori presentanti un valore di amplificazione variabile tra 0 e 60 dB.
- 8. Metodo secondo la rivendicazione 1, caratterizzato dal fatto che la detta fase di acquisizione del segnale acustico comprende una fase di avanzamento a passo di un idrofono a fascio conico lungo -il detto condotto.
- 9. Metodo secondo la rivendicazione 1, caratterizzato dal fatto che la detta fase di acquisizione del segnale acustico comprende una fase di avanzamento continuo di un sensore acustico parallelamente al detto condotto.
- 10. Metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi, sostanzialmente come descritto con riferimento ai disegni annessi,
Priority Applications (6)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
IT2000TO000886A IT1320660B1 (it) | 2000-09-22 | 2000-09-22 | Metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi. |
AT01980361T ATE263961T1 (de) | 2000-09-22 | 2001-09-10 | Methode zur aufspürung von leckagen in unterwasserleitungen |
EP01980361A EP1320737B1 (en) | 2000-09-22 | 2001-09-10 | Method for detecting fluid leaks from underwater pipelines |
DE60102712T DE60102712T2 (de) | 2000-09-22 | 2001-09-10 | Methode zum Aufspüren von Fluidlecks in Unterwasserpipelines |
AU2002212222A AU2002212222A1 (en) | 2000-09-22 | 2001-09-10 | Method for detecting fluid leaks from underwater pipelines |
PCT/EP2001/010414 WO2002025239A1 (en) | 2000-09-22 | 2001-09-10 | Method for detecting fluid leaks from underwater pipelines |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
IT2000TO000886A IT1320660B1 (it) | 2000-09-22 | 2000-09-22 | Metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi. |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
ITTO20000886A0 ITTO20000886A0 (it) | 2000-09-22 |
ITTO20000886A1 true ITTO20000886A1 (it) | 2002-03-22 |
IT1320660B1 IT1320660B1 (it) | 2003-12-10 |
Family
ID=11458055
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
IT2000TO000886A IT1320660B1 (it) | 2000-09-22 | 2000-09-22 | Metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi. |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP1320737B1 (it) |
AT (1) | ATE263961T1 (it) |
AU (1) | AU2002212222A1 (it) |
DE (1) | DE60102712T2 (it) |
IT (1) | IT1320660B1 (it) |
WO (1) | WO2002025239A1 (it) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2818842B1 (en) * | 2013-06-26 | 2017-11-08 | Co.L.Mar. S.R.L. | Method and system of acoustic monitoring for the detection of leaks in underwater structures containing a fluid under pressure |
GB2521681B (en) * | 2013-12-31 | 2017-08-16 | Sonardyne Int Ltd | Underwater leak detection apparatus, underwater leak detection system and method of detecting an underwater leak of a fluid |
DE102016211651B4 (de) * | 2016-06-28 | 2022-03-24 | Bender Gmbh & Co. Kg | Verfahren zum Bestimmen eines Isolationsfehlerortes auf einem elektrischen Leiter einer Untermeeresversorgungsleitung |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4785659A (en) * | 1987-11-19 | 1988-11-22 | Rose H Barry | Fluid leak detector |
EP0750737A1 (en) * | 1994-03-15 | 1997-01-02 | Energy And Environmental Technologies Corp. | Apparatus and method for detecting ultrasonic waves propagated from within a selected distance |
-
2000
- 2000-09-22 IT IT2000TO000886A patent/IT1320660B1/it active
-
2001
- 2001-09-10 WO PCT/EP2001/010414 patent/WO2002025239A1/en active IP Right Grant
- 2001-09-10 AU AU2002212222A patent/AU2002212222A1/en not_active Abandoned
- 2001-09-10 EP EP01980361A patent/EP1320737B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-09-10 AT AT01980361T patent/ATE263961T1/de not_active IP Right Cessation
- 2001-09-10 DE DE60102712T patent/DE60102712T2/de not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2002025239A1 (en) | 2002-03-28 |
DE60102712D1 (de) | 2004-05-13 |
EP1320737A1 (en) | 2003-06-25 |
ITTO20000886A0 (it) | 2000-09-22 |
DE60102712T2 (de) | 2005-03-31 |
EP1320737B1 (en) | 2004-04-07 |
IT1320660B1 (it) | 2003-12-10 |
AU2002212222A1 (en) | 2002-04-02 |
ATE263961T1 (de) | 2004-04-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Pal et al. | Detecting & locating leaks in water distribution polyethylene pipes | |
US10094659B2 (en) | Method and apparatus for determining properties of a pipeline, in particular the position of a branch of a sewage pipeline | |
US4435974A (en) | Method and apparatus for locating leakages in pipes and similar conduits | |
EA028210B1 (ru) | Способ и система для непрерывного дистанционного контроля положения и скорости продвижения скребкового устройства внутри трубопровода | |
EP2326933B1 (en) | Improvements in and relating to apparatus for the airborne acoustic inspection of pipes | |
Davoodi et al. | Gas leak locating in steel pipe using wavelet transform and cross-correlation method | |
CA2959979A1 (en) | Enhanced acoustic sensing system | |
CN109540282A (zh) | 一种水动力噪声源识别与分离的测试系统及其搭建方法 | |
Ting et al. | Water leak location based on improved dual-tree complex wavelet transform with soft thresholding de-noising | |
Holland et al. | The measurement of sound power flux in flow ducts | |
US5532979A (en) | Towed array strain-sensing noise canceller | |
US9261484B1 (en) | Acoustic waveguide for the detection and characterization of obstructions in liquid-filled tubes | |
CN106813766A (zh) | 声磁同测的分布式光纤传感系统 | |
CN210567574U (zh) | 基于光纤的油气管道泄漏监测系统 | |
US10168302B2 (en) | Signal processing system and methods | |
JP3032185B2 (ja) | 配管の漏洩検知システム | |
JPH0894481A (ja) | 埋設管のガス漏洩検知方法 | |
Yin et al. | Single-point location algorithm based on an acceleration sensor for pipeline leak detection | |
KR20120000312A (ko) | 수중 음향 탐지 시스템 및 그 음향 탐지 방법 | |
ITTO20000886A1 (it) | Metodo per il rilevamento di perdite da condotti sommersi. | |
JP5193720B2 (ja) | 非接触空中超音波による管体超音波探傷装置及びその方法 | |
CN115452670B (zh) | 一种流动水体中泥沙含量的测定方法及装置 | |
US20220390260A1 (en) | Device, system and method for coupling arbitrary sensors to fiber optic cables | |
Yan et al. | Acoustic injection method based on weak echo signals for leak detection and localization in gas pipelines | |
Pallayil | Ceramic and fibre optic hydrophone as sensors for lightweight arrays—A comparative study |