RU2010227C1 - Method of fixing location of acoustic emission sources in pipe-lines - Google Patents
Method of fixing location of acoustic emission sources in pipe-lines Download PDFInfo
- Publication number
- RU2010227C1 RU2010227C1 SU4834789A RU2010227C1 RU 2010227 C1 RU2010227 C1 RU 2010227C1 SU 4834789 A SU4834789 A SU 4834789A RU 2010227 C1 RU2010227 C1 RU 2010227C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic emission
- acoustic
- signals
- converters
- frequency
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 14
- 230000004044 response Effects 0.000 description 13
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 11
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 3
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 2
- WZFUQSJFWNHZHM-UHFFFAOYSA-N 2-[4-[2-(2,3-dihydro-1H-inden-2-ylamino)pyrimidin-5-yl]piperazin-1-yl]-1-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)ethanone Chemical compound C1C(CC2=CC=CC=C12)NC1=NC=C(C=N1)N1CCN(CC1)CC(=O)N1CC2=C(CC1)NN=N2 WZFUQSJFWNHZHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100345589 Mus musculus Mical1 gene Proteins 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000003909 pattern recognition Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 230000007847 structural defect Effects 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к акустической диагностике трубопроводов и может быть использовано в нефтяной, химической и газовой промышленности. The invention relates to acoustic diagnostics of pipelines and can be used in the oil, chemical and gas industry.
Известен способ определения местоположения источников акустической эмиссии, заключающийся в том, что на поверхности трубопровода по его длине через равные расстояния размещают преобразователи, регистрируют разность времени прихода сигналов акустической эмиссии, по которым определяют искомый параметр. A known method for determining the location of sources of acoustic emission, which consists in the fact that on the surface of the pipeline along its length at equal distances, transducers are placed, the time difference of the arrival of acoustic emission signals is recorded, which determine the desired parameter.
Наиболее близким к изобретению является способ определения местоположения источников акустической эмиссии в трубопроводах, заключающийся в том, что по длине трубопровода размещают преобразователи, регистрируют сигналы акустической эмиссии каждым преобразователем и определяют расстояние от источника акустической эмиссии до преобразователя с учетом разности времени прихода гармонических составляющих акустического сигнала с частотами f1 и f2, f1< f2 и групповыми скоростями С1 и С2 и мод нормальной волны с центральными частотами f1 и f2.Closest to the invention is a method for determining the location of sources of acoustic emission in pipelines, which consists in the fact that the transducers are placed along the length of the pipeline, the acoustic emission signals are recorded by each transducer and the distance from the acoustic emission source to the transducer is determined taking into account the difference in the arrival time of harmonic components of the acoustic signal with frequencies f 1 and f 2 , f 1 <f 2 and group velocities C 1 and C 2 and normal wave modes with center frequencies f 1 and f 2 .
Недостатком известного способа является невозможность определения видов источников акустической эмиссии и снижение достоверности при изменении температуры среды в линейном объекте. The disadvantage of this method is the inability to determine the types of sources of acoustic emission and the decrease in reliability when the temperature of the medium in a linear object.
Целью изобретения является повышение информативности контроля и достоверности обнаружения источников акустической эмиссии на линейных объектах. The aim of the invention is to increase the information content of the control and reliability of detection of sources of acoustic emission at linear objects.
Это достигается тем, что в способе определения местоположения источников акустической эмиссии в трубопроводах, заключающемся в том, что по длине трубопровода размещают преобразователи, регистрируют сигналы акустической эмиссии каждым преобразователем и определяют расстояние от источника акустической эмиссии до преобразователя с учетом разности времен прихода гармонических составляющих акустического сигнала с частотами f1 и f2, f1 < f2 и групповыми скоростями С1 и С2 и мод нормальной волны с центральными частотами f1 и f2, преобразователи по длине трубопровода размещают парами на расстоянии, равном или меньшем зоны контроля одиночного преобразователя, и расстоянии между преобразователями, кратном отношению С1/f1, направление на источник акустической эмиссии (АЭ) определяют по последовательности прихода сигналов АЭ на преобразователи пары, суммируют сигналы каждой пары с частотой f1 без фазового согласования, а с частотой f2 - после фазового согласования, определяют разность времен прихода полученных сигналов, а вид источника АЭ оценивают по соотношению амплитуд частотных компонент f1 и f2 гармонических составляющих акустических сигналов.This is achieved by the fact that in the method for determining the location of acoustic emission sources in pipelines, which consists in converters being placed along the length of the pipeline, acoustic emission signals are recorded by each transducer and the distance from the acoustic emission source to the transducer is determined taking into account the difference in the arrival times of harmonic components of the acoustic signal with the frequencies f 1 and f 2, f 1 <f 2 and group velocities of C 1 and C 2 and normal modes wave with central frequencies f 1 and f 2, transformative whether the length of the pipeline arranged in pairs at a distance equal to or less than a single inverter control zone and a distance between the transducers, multiple ratio C 1 / f 1, the direction of the source of acoustic emission (AE) is determined from the sequence of arrival of AE signals to the transducers pairs are summed signals each pair of frequency f 1 without phase matching, and a frequency f 2 - after the phase matching, determines the difference of arrival times of received signals, and the source type AE evaluated by the ratio of the amplitudes of the portions tnyh components f 1 and f 2 of the harmonic components of the acoustic signals.
Для повышения достоверности регистрируют температуру трубопровода, а фазовое согласование осуществляют обратно пропорционально величине температуры. To increase the reliability, the temperature of the pipeline is recorded, and phase matching is carried out inversely with the temperature.
На фиг. 1 показана схема для осуществления способа; на фиг. 2 - расположение преобразователей пары на отрезке трубы и алгоритм определения с их помощью направления на дефект в трубной конструкции; на фиг. 3 - блок-схема определения преобразователями пары направления на дефекты в трубопроводе; на фиг. 4 - временные диаграммы к фиг. 2 и 3; на фиг. 5 - блок-схема фазового согласователя акустических сигналов; на фиг. 6 - временная диаграмма редких электрических импульсов, воздействующих на преобразователи пары; на фиг. 7 - блок-схема устройства, реализующего подачу этих импульсов на преобразователи пары; на фиг. 8 - модули огибающей 0 откликов, принятых преобразователями соседних пар. In FIG. 1 shows a diagram for implementing the method; in FIG. 2 - the location of the pair converters on the pipe segment and the algorithm for determining with their help the direction to the defect in the pipe structure; in FIG. 3 is a block diagram of the determination by the transducers of a pair of directions for defects in the pipeline; in FIG. 4 is a timing diagram of FIG. 2 and 3; in FIG. 5 is a block diagram of a phase matching device for acoustic signals; in FIG. 6 is a timing chart of rare electrical impulses acting on pair converters; in FIG. 7 is a block diagram of a device that implements the supply of these pulses to the pair converters; in FIG. 8 - envelope modules of 0 responses received by converters of adjacent pairs.
На чертежах приняты следующие обозначения: 1 - участок магистрального трубопровода; 2 - подземный участок трубопровода; 3 - подводный участок трубопровода, 4 - преобразователь, 5 - усилитель, 6 - компаратор, фиксатор 7 напpавления, 8 - кодировщик, 9 - фильтр f1частоты, 10 - фильтр f2 частоты, 11 - фазовращатель, 12 - сумматор, 13 - диод, 14 - буферный усилитель, 15 - ударный генератор, генератор 16 импульсов, 17 - счетчик, 18 - линия задержки, 19 - кабельная линия связи, блок 20 обработки и регистрации.The following notation is adopted in the drawings: 1 - section of the main pipeline; 2 - underground section of the pipeline; 3 - underwater section of the pipeline, 4 - converter, 5 - amplifier, 6 - comparator,
Способ заключается в следующем. The method is as follows.
На внешней поверхности по длине трубопровода 1 (см. фиг. 1-3 и 5) вдоль образующей трубы попарно размещают преобразователи 4(4-1, 4-2, . . . 4-(N-1), 4-N) на расстоянии между парами, равном или меньшем зоны контроля одиночного преобразователя, а между преобразователями пары - равном или большем нулевого зазора между ними. Converters 4 (4-1, 4-2,... 4- (N-1), 4-N) are placed in pairs along the generatrix of the pipe along the length of the pipeline 1 (see Figs. 1-3 and 5) the distance between pairs equal to or less than the control zone of a single converter, and between pairs of converters equal to or greater than the zero gap between them.
Это позволяет с учетом принятого акустического метода дальнометрии дефектов снизить объем земляных и подводных работ при размещении преобразователей 4 на подземных 2 и подводных 3 переходах магистральных трубопроводах вдвое, так как теперь одна раскопка грунта (подводная работа) приходится не на один преобразователь, как ранее, а сразу на пару в связи с относительной малостью величины зазора (L ≅1,0 м) между образующими пару преобразователями, при этом расстояние между парами соответствующе превосходит аналогичный показатель прототипа. This allows, taking into account the adopted acoustic method of defect ranging, to reduce the volume of earth and underwater operations when placing transducers 4 on
Размещение преобразователей 4 вдоль образующей трубы помимо минимизации объема раскопок, например в случае, когда пара расположена в верхней части заглубленного в грунт трубопровода 1, способствует сокращению необходимых монтажных операций. Это достигается изготовлением специального несущего элемента (на чертежах не показан) в виде направляющей, на которой зафиксированы преобразователи 4 пары, и оптического визирования этого элемента перед закреплением его на трубопроводе вдоль образующей цилиндра трубы. Закрепление может выполняться клеевым, винтовым или замковым соединением. The placement of the transducers 4 along the generatrix of the pipe in addition to minimizing the excavation volume, for example, in the case when the pair is located in the upper part of the
Размер зоны контроля одиночного преобразователя, зависящий от типа и условий прокладки трубопроводов, практически всегда может быть найден экспериментально. Возможен следующий подход. При стендовой обработке метода диагностики в стенке трубы выполняется имитатор дефекта - эталонное сквозное отверстие, например, с диаметром сверления 0,7-1,2 мм. То же достигается врезкой в стендовую трубу сливных клапанов (кранов) с переменным или калиброванным по размеру сечением. Перемещая относительно минимального имитатора по длине трубопровода один из преобразователей пары, фиксируют такое его положение, когда он еще регистрирует акустический сигнал непрерывного ультразвукового поля, возникающего при истечении жидкости или газа под давлением через несплошность. The size of the control zone of a single converter, depending on the type and conditions of piping, can almost always be found experimentally. The following approach is possible. When bench processing the diagnostic method in the pipe wall, a defect simulator is performed - a reference through hole, for example, with a drilling diameter of 0.7-1.2 mm. The same is achieved by inserting into the stand pipe drain valves (taps) with a variable or size-calibrated cross-section. Moving one of the pair transducers relative to the minimum simulator along the length of the pipeline, fix its position when it still records the acoustic signal of a continuous ultrasonic field that occurs when a liquid or gas flows under pressure through a discontinuity.
Величина давления рабочей среды для стендового трубопровода устанавливается, например, исходя из эксплуатационного давления в реальном объекте. Измеряют расстояние от имитатора до зафиксированного положения преобразователя по длине трубопровода. Удвоенную величину этого расстояния принимают за искомую зону контроля, так как преобразователь может принимать акустические сигналы от дефектов трубопровода по обе стороны от своего местоположения на нем. The pressure of the working medium for the bench pipeline is set, for example, based on the operating pressure in a real facility. Measure the distance from the simulator to the fixed position of the transducer along the length of the pipeline. The doubled value of this distance is taken as the desired control zone, since the transducer can receive acoustic signals from pipeline defects on both sides of its location on it.
Вместе с тем величина контроля неразрывно связана с амплитудно-частотной характеристикой преобразователя и трубопровода, представляющих собой в сборе своеобразную акустическую антенную систему. Ее параметры определяются исходя из акустических спектров значимых меха- низмов повреждения диагностируемой конструкции, потерь акустической энергии по длине и пропускной способности волновода как акустической линии связи, а также характеристик внешних и внутренних шумов, присущих подобным системам. At the same time, the control value is inextricably linked with the amplitude-frequency characteristic of the transducer and pipeline, which are a kind of acoustic antenna system assembled. Its parameters are determined on the basis of the acoustic spectra of the significant mechanisms of damage to the diagnosed structure, the loss of acoustic energy along the length and transmission capacity of the waveguide as an acoustic communication line, as well as the characteristics of external and internal noise inherent in such systems.
С точки зрения практической диагностики металлических трубопроводов магистрального типа диаметром до 1200 мм и толщиной стенки до 20 мм наиболее подходящим диапазоном частот приема акустических колебаний от трещин и утечек конструкции для зоны контроля порядка 200 м является интервал от 15 до 35 кГц. Для него потери акустической энергии в нефтезаполненных трубопроводах оцениваются величиной 0,29 дБ/м. From the point of view of practical diagnostics of trunk-type metal pipelines with a diameter of up to 1200 mm and a wall thickness of up to 20 mm, the most suitable frequency range for receiving acoustic vibrations from cracks and structural leaks for a control zone of about 200 m is an interval from 15 to 35 kHz. For him, the loss of acoustic energy in oil-filled pipelines is estimated at 0.29 dB / m.
Выполнив указанное размещение, регистрируют преобразователями 4 акустические сигналы с трубопровода 1. After performing the specified placement, register the transducers 4 acoustic signals from the
По последовательности регистрации акустического сигнала, в том числе сигнала АЭ, преобразователями пары (см. фиг. 2), например 4-1, 4-2, находят направление на дефект. Так, для трещины А, находящейся на фигуре от этой пары в плане слева, алгоритм срабатывания преобразователей: А -> 4-1, 4-2. Для трещины В, находящейся в плане справа, процедура будет обратная, т. е. В -> 4-2, 4-1. By the sequence of registration of the acoustic signal, including the AE signal, the pair converters (see Fig. 2), for example 4-1, 4-2, find the direction of the defect. So, for the crack A, located on the figure from this pair in the plan on the left, the response algorithm of the transducers: A -> 4-1, 4-2. For crack B, located in the plan on the right, the procedure will be the opposite, i.e., B -> 4-2, 4-1.
Таким образом, для пары преобразователей снимается неопределенность положения дефекта на трубопроводе. Данный алгоритм может быть реализован устройством с блок-схемой на фиг. 3. Временные диаграммы для его работы показаны на фиг. 4. Thus, for a pair of converters, the uncertainty of the position of the defect in the pipeline is removed. This algorithm can be implemented by the device with a block diagram in FIG. 3. Timing diagrams for its operation are shown in FIG. 4.
Функционирует устройство, например, для случая А следующим образом. Упругий импульс (в данном примере сигнал АЭ), распространяясь от подрастающей усталостной трещины по телу трубопровода, первым достигает преобразователя 4-1 пары. Преобразуется им в электрический сигнал (см. диаграмму А), усиливаемый электронным усилителем 5-1, и с помощью компаратора 6-1 взводить фиксатор направления 7-1 (см. диаграмму Б). При этом формируется импульс блокировки, временно запирающий другой фиксатор направления 7-2. Через интервал времени L/V1, определяемый зазором между преобразователями пары и скоростью распространения упругого импульса в материале трубы, аналогичные преобразования происходят в цепочке 4-2. . . 6-2, что вызывает возвращение фиксатора направления 7-1 в исходное состояние. Одновременно импульс блокировки снимается. Кодировщик 8 под действием того или иного фиксатора направления вырабатывает соответствующий кодированный сигнал (см. диаграмму в, н). Параметры этого сигнала (например, частота заполнения радиоимпульса с экспоненциальным спадом, его полярность и др. ) несут однозначную информацию о направлении прихода упругого импульса.The device operates, for example, for case A as follows. An elastic impulse (in this example, the AE signal), propagating from a growing fatigue crack along the body of the pipeline, reaches the transducer 4-1 of the pair first. It converts it into an electrical signal (see diagram A), amplified by an electronic amplifier 5-1, and with the help of a comparator 6-1 cock the directional lock 7-1 (see diagram B). In this case, a blocking pulse is formed, temporarily locking another directional lock 7-2. After a time interval L / V 1 , determined by the gap between the pair converters and the propagation velocity of the elastic impulse in the pipe material, similar transformations occur in chain 4-2. . . 6-2, which causes the return of the directional retainer 7-1 to its original state. At the same time, the blocking pulse is removed. The
После нахождения преобразователя пары направления на дефект расстояние до него по длине трубопровода вычисляют из соотношения:
S = ΔT˙V1˙ V2/| V1 - V2| (1) где Δ Т - разность времен прихода частотных компонент f1, f2 из спектра акустического сигнала на сработавшем в паре преобразователе; V1, V2 - групповые скорости волновых пакетов с центральными частотами f1 и f2. До проведения этих вычислений, осуществление которых возможно аппаратурой 20 (см. фиг. 1) в реальном масштабе времени, величины, входящие в формулу (1) справа, находятся экспериментальным путем в 2 этапа.After finding the transducer pairs direction to the defect, the distance to it along the length of the pipeline is calculated from the ratio:
S = ΔT˙V 1 ˙ V 2 / | V 1 - V 2 | (1) where Δ T is the difference in the arrival times of the frequency components f 1 , f 2 from the spectrum of the acoustic signal on the converter that has been triggered in a pair; V 1 , V 2 - group velocity wave packets with center frequencies f 1 and f 2 . Before carrying out these calculations, the implementation of which is possible by apparatus 20 (see Fig. 1) in real time, the quantities included in formula (1) on the right are experimentally in 2 stages.
Физически возможность определения данного расстояния указанным образом объясняется тем, что в дисперсных волноводных системах (трубопровод - именно такая система) волновые пакеты с различными центральными частотами распространяются с неодинаковыми фазовыми и групповыми скоростями, что подтверждается известным из практики физической акустики фактом изменения формы и амплитуды упругого импульса в зависимости от пройденного им в среде распространения, в частности в твердом теле пути. Поэтому один и тот же путь волновые пакеты с различными центральными частотами пройдут за разное время, что с учетом величин групповых скоростей каждого пакета позволяет произвести необходимые вычисления. Physically, the possibility of determining this distance in this way is explained by the fact that in dispersed waveguide systems (a pipeline is such a system), wave packets with different center frequencies propagate with different phase and group velocities, which is confirmed by the fact that the shape and amplitude of the elastic pulse change from the practice of physical acoustics depending on the propagation that he traveled in the medium, in particular in the solid body of the path. Therefore, wave packets with different central frequencies will travel the same path at different times, which, taking into account the values of the group velocities of each packet, allows us to make the necessary calculations.
На первом этапе определяют групповые скорости V1, V2 волновых пакетов с центральными частотами f1 и f2 например, из указанного диапазона 20 и 30 кГц, соответственно. Преобразователи на эти частоты включают по схеме излучатель-приемник и устанавливают на нормированном расстоянии друг от друга по длине трубопровода. Измеряют с их помощью время распространения ультразвуковых импульсов с центральными частотами f1 и f2. Из этих данных выходят скорости V1 и V2 например, для упругой волны продольного типа. После этого вычисляют коэффициент V1 - V2/| V1 - V2| (может иметь по участкам трубопровода индивидуальные значения) и заноситься в память ЭВМ аппаратуры 20. Вследствие последней операции при расчете основной величины снижаются временные затраты машинного счета и увеличивается разрешающая способность способа по темпу обработки поступающей информации. Изложенные действия могут осуществляться заблаговременно, например, на стадии исследований или обработки метода диагностики, могут быть частично совмещены с уже описанным определением зоны контроля одиночного преобразователя.At the first stage, group velocities V 1 , V 2 of wave packets with center frequencies f 1 and f 2 are determined, for example, from the indicated range of 20 and 30 kHz, respectively. The converters for these frequencies include the emitter-receiver according to the scheme and are installed at a normalized distance from each other along the length of the pipeline. Measure with their help the propagation time of ultrasonic pulses with center frequencies f 1 and f 2 . From these data, the velocities V 1 and V 2 come, for example, for an elastic wave of longitudinal type. After that, calculate the coefficient V 1 - V 2 / | V 1 - V 2 | (may have individual values for sections of the pipeline) and stored in the
На втором этапе, объединяющем текущие измерения временного интервала ΔТ с переложением его величины в "память" и последующем умножении на значение найденного выше коэффициента, в аппаратуре 20 (см. фиг. 1) завершается определение расстояния (см. фиг. 2) по длине трубопровода между сработавшим в паре преобразователе и источником (дефект), вызвавшем появление акустического сигнала. При этом ошибка в определении расстояния может быть менее того же показателя прототипа. Это следует из того, что в одномерных системах предложенный метод указания положения при измерении расстояния до источника нуждается всего в одном преобразователе, в то время как известный обязательно в двух. Причем последние значительно разнесены в пространстве ( ≈100 м) и, следовательно, находятся в неидентичных условиях по температуре, влажности, акустическому контакту и другим эксплуатационным показателям. At the second stage, combining current measurements of the time interval ΔТ with shifting its value into a "memory" and then multiplying it by the value of the coefficient found above, in the apparatus 20 (see Fig. 1), the determination of the distance (see Fig. 2) along the length of the pipeline between the converter that tripped in a pair and the source (defect) that caused the appearance of an acoustic signal. Moreover, the error in determining the distance may be less than the same indicator of the prototype. This follows from the fact that in one-dimensional systems, the proposed method for indicating the position when measuring the distance to the source needs only one converter, while the known one is required in two. Moreover, the latter are significantly spaced in space (≈100 m) and, therefore, are in non-identical conditions in temperature, humidity, acoustic contact and other operational indicators.
Для акустических сигналов ближнего и возможно среднего поля данная методика измерения может быть частично упрощена, так как распространение упругих колебаний в трубопроводе происходит в двух средах, обладающих разными скоростями распространения волн. Это означает, что если на преобразователе пары от действия одного источника (генерирующего упругие колебания) возникает два разделенных во времени импульса, то может быть применена формула (1). В ней в качестве V1используют скорость распространения ультразвука для конструкционного материала трубы, а в качестве V2 - скорость распространения ультразвука в продукте. При этом сохраняется возможность применения основной методики и, следовательно, надежность способа увеличивается. Кроме того, указанное упрощение позволяет качественно оценивать положение источника сигнала по длине участка трубопровода. Оценивание возможно, например, по результатам анализа счета импульсов, поступающих с преобразователей пары за некоторый интервал времени. Этот интервал выбирается таким образом, чтобы в пространственном отношении являть собой аналог упомянутого поля преобразователей. Перспективен и корреляционный подход, не требующий статистического анализа. Для диагностики это обеспечивает наблюдение за кольцевыми сварными швами трубопровода без привлечения сложных технических решений, а при дополнении преобразователей пары надлежащей электроникой понижает поток обмена информацией с аппаратурой 20. Кроме того, может быть весьма полезным при ее дежурном режиме работы. Однако обе методики (как и прототип) нуждаются в учете изменения скорости звука от температуры и давления транспортируемого в трубопроводе продукта (обычно для газа), хотя эти параметры стремятся поддерживать постоянными.For acoustic signals of near and possibly middle fields, this measurement technique can be partially simplified, since the propagation of elastic vibrations in a pipeline occurs in two media having different wave propagation velocities. This means that if on a pair converter from the action of one source (generating elastic vibrations) there are two pulses separated in time, then formula (1) can be applied. In it, the velocity of ultrasound propagation for the structural material of the pipe is used as V 1 , and the velocity of ultrasound propagation in the product as V 2 . At the same time, it remains possible to use the basic methodology and, therefore, the reliability of the method increases. In addition, this simplification allows a qualitative assessment of the position of the signal source along the length of the pipeline section. Estimation is possible, for example, according to the analysis of the count of pulses from the pair converters for a certain time interval. This interval is selected so as to spatially be an analog of the aforementioned field transducers. A correlation approach that does not require statistical analysis is also promising. For diagnostics, this provides observation of the annular welds of the pipeline without involving complicated technical solutions, and when the transducers are supplemented with proper electronics, it reduces the flow of information exchange with the
В практическом отношении местоуказание источника производится отсчетом вычисленного расстояния от картографического положения или отметки на местности данной пары преобразователей в сторону найденного ими направления на дефект по длине трубопровода. При этом верность прохождения по трассе прокладки трубопровода в случае отсутствия его видимости может контролироваться, например, бесконтактным металлоискателем. In practical terms, the source is indicated by counting the calculated distance from the cartographic position or elevation of the given pair of transducers in the direction of the direction they found for the defect along the length of the pipeline. Moreover, fidelity of passage along the route of laying the pipeline in the absence of its visibility can be controlled, for example, by a contactless metal detector.
Если в качестве преобразователей пары применены пьезодатчики с частотами толщинного и радиального резонанса, равными f1 и f2 (f1 < f2), то тогда зазор L1 между преобразователями в паре устанавливают из соотношения L1 = V1/f1, что, например, для скорости звука по стали V1 = 5600 м/c и частоты f1 = 20 кГц дает расстояние L1 = 0,28 м. Полученные в этом случае с преобразователей пары акустические сигналы смешивают, например, путем когерентного сложения, предварительно подвергая по частоте f2 фазовому согласованию в диапазоне углов от 0 до 180о. Фазовое согласование нужно в связи с тем, что зазор L1 не оптимизирован относительно частоты f2. Все это позволяет повысить относительно прототипа чувствительность приема акустических сигналов примерно в 
Можно показать, что отмеченное повышение чувствительности в рамках выбранного частотного диапазона, параметров и при отсутствии их коррозии и малого оттока акустической энергии в грунт и отводы конструкции эквивалентно дополнительному увеличению зоны контроля одиночного преобразователя примерно на 30 м. Лучших показателей можно достичь, если в пару будет входить большее число преобразователей - 3,4 и т. д. It can be shown that the marked increase in sensitivity within the selected frequency range, parameters, and in the absence of corrosion and a small outflow of acoustic energy into the soil and structure bends is equivalent to an additional increase in the control zone of a single transducer by about 30 m. The best performance can be achieved if the pair include a larger number of converters - 3.4, etc.
Устройство (см. фиг. 5) работает следующим образом. Рассматриваем случай А (см. фиг. 9). Упругий импульс первым достигает пьезодатчика 4-1, преобразуется им в электрический сигнал, усиливаемый электронным усилителем 5-1, и селектируется по частоте f1 полосовым фильтром 9-1, по частоте f2 - полосовым фильтром 10-1. Фазовращателем 11-1 устанавливают угол, например, на стадии обработки метода диагностики, компенсирующей некогерентное сложение частотной компоненты f2 импульса при поступлении его со стороны пьезодатчика 4-2. Цепь, принадлежащая этому пьезодатчику, работает аналогично. Сигналы с цепочек смешиваются в сумматоре 12, роль которого может выполнить коаксиальный кабель 19. Для случая В последовательности работы цепочек во времени меняется местами.The device (see Fig. 5) works as follows. We consider case A (see Fig. 9). The elastic pulse first reaches the piezoelectric sensor 4-1, it is converted into an electrical signal, amplified by an electronic amplifier 5-1, and is selected by frequency f 1 with a band-pass filter 9-1, by frequency f 2 - by a band-pass filter 10-1. Phase shifter 11-1 set the angle, for example, at the stage of processing the diagnostic method, compensating for the incoherent addition of the frequency component f 2 of the pulse when it comes from the side of the piezosensor 4-2. The circuit belonging to this piezoelectric transducer works similarly. The signals from the chains are mixed in the
Определяя непрерывность частотных компонент f1, f2 (одной, либо двух) акустического сигнала выявляют сквозную несплошность стенки трубопровода, что важно при транспортировке опасных продуктов (аммиак, ШФЛУ и т. д. ), так как позволяет заблаговременно предотвращать возможное неблагоприятное развитие событий. Такое определение основано на том, что при истечении газа или жидкости под давлением через несплошность возникает, непрерывное ультразвуковое поле, имеющее флуктуирующий характер. Упругие волны от этого поля, принятые резонансной системой преобразователей пары, дополнительно сглаживаются фильтрами 9-1, 9-2, 10-1, 10-2, и на электрическом выходе смесителя 12 образуется процесс, близкий к эргодическому.Determining the continuity of the frequency components f 1 , f 2 (one or two) of the acoustic signal, a through discontinuity of the pipeline wall is revealed, which is important when transporting hazardous products (ammonia, BFLH, etc.), since it allows you to prevent possible adverse events in advance. Such a definition is based on the fact that when a gas or liquid flows under pressure through a discontinuity, a continuous ultrasonic field that has a fluctuating character arises. The elastic waves from this field, received by the resonant system of pair converters, are additionally smoothed by filters 9-1, 9-2, 10-1, 10-2, and a process close to ergodic is formed at the electric output of the
Непрерывность частотных компонент может быть найдена, например, организацией нескольких жестко связанных между собой временных выборок, при этом определяющим признаком является обязательное наличие в каждой из них информативного сигнала. Так, для исключения временной корреляции с АЭ явлениями при трещинообразовании в стальных трубопроводах целесообразно организовать 4-7 выборок с шагом через 1 с. Вероятность попадания в выборки стахостических импульсов АЭ будет чрезвычайно мала. Как показывают расчеты для длительности импульса 10-3с и 5 выборок, она не превысит величины 10-15.The continuity of the frequency components can be found, for example, by organizing several tightly interconnected time samples, while the determining feature is the mandatory presence of an informative signal in each of them. So, to exclude a temporary correlation with AE phenomena during cracking in steel pipelines, it is advisable to organize 4-7 samples in increments of 1 s. The probability of stochastic AE pulses falling into the samples will be extremely small. As calculations show for a pulse duration of 10 −3 s and 5 samples, it will not exceed 10 −15 .
Оценивая относительные амплитуды частотных компонентов f1 и f2между собой, судят в сопоставлении с тарировочной зависимостью об эквивалентном размере утечки. Эта зависимость устанавливается при определении контрольной зоны одиночного преобразователя. При этом фиксируются относительные амплитуды для каждого размера отверстия, имитирующего ту или иную величину утечки. Измерение амплитуд акустических сигналов может осуществлятьcя АЦП, имеющимися в составе аппаратуры 20.Estimating the relative amplitudes of the frequency components f 1 and f 2 among themselves, they judge in comparison with the calibration dependence the equivalent leakage rate. This dependence is established when determining the control zone of a single converter. In this case, the relative amplitudes for each size of the hole that simulates a leakage value are fixed. The measurement of the amplitudes of acoustic signals can be carried out by the ADCs available in the
Подавая на один из преобразователей пары последовательность редких электрических импульсов, отклик которых принимают другим преобразователем из этой пары через интервал времени Т = L/V1, преследуют цель контроля работоспособности, а также акустического контакта преобразователей с трубопроводом 1. При этом амплитуда редких электрических импульсов (см. фиг. 6, диаграмму а) может быть невысокой, например, 0,5-2,0 В, так как расстояние между образующими пару преобразователями мало (1,0 м), соответственно малы на этом расстоянии в сталях потери акустической энергии, а также "мертвое время", занятое распространением в них отклика. Таким образом не создаются помехи в работе преобразователям соседних пар, поэтому достоверность диагностики трубопровода резко повышается, а вероятность пропуска полезной информации остается низкой.By applying a sequence of rare electrical pulses to one of the pair’s transducers, the response of which is received by another transducer from this pair over a time interval T = L / V 1 , the purpose is to monitor the operability and acoustic contact of the transducers with
Для трубопроводов характерны разнообразные внешние условия. Некоторые из этих условий, в основном температура, оказывают влияние на расстояние между преобразователями и скорость распространения ультразвуковых колебаний в материале трубы. Оба этих фактора для трубных сталей действуют таким образом, что с увеличением температуры время распространения акустических импульсов в трубе растет. В этой связи несколько нарушается введенное ранее фазовое согласование акустических сигналов с преобразователей пар. Поэтому регистрация акустических импульсов в трубе растет. В этой связи несколько нарушается введенное ранее фазовое согласование акустических сигналов с преобразователей пар. Поэтому регистрация температуры трубопровода, определение ее величины и коррекция фазового согласования сигналов обратно пропорционально величине температуры стального трубопровода, что способствует повышению точности способа. В свою очередь, это улучшает его эксплуатационные показатели, расширяющие географию применения метода диагностики для нефтегазовых промыслов районов Сибири и Крайнего Севера. Pipelines are characterized by a variety of external conditions. Some of these conditions, mainly temperature, affect the distance between the transducers and the speed of propagation of ultrasonic vibrations in the pipe material. Both of these factors for pipe steels act in such a way that, with increasing temperature, the propagation time of acoustic pulses in the pipe increases. In this regard, the previously introduced phase matching of acoustic signals from pair converters is somewhat violated. Therefore, the registration of acoustic pulses in the pipe is growing. In this regard, the previously introduced phase matching of acoustic signals from pair converters is somewhat violated. Therefore, the registration of the temperature of the pipeline, the determination of its value and the correction of the phase matching of the signals is inversely proportional to the temperature of the steel pipeline, which helps to increase the accuracy of the method. In turn, this improves its operational performance, expanding the geography of the application of the diagnostic method for oil and gas fields in Siberia and the Far North.
Регистрация температуры и оценка ее величины могут выполняться, например, по параметрам отклика, возникающего при подаче на один из преобразователей пары редких электрических импульсов. В этом отношении возможно использование как тарировочной зависимости форма отклика - температура участка трубы, как и измерение собственных шумов преобразователя. При измерении собственных (тепловых) шумов преобразователей другие получаемые с него сигналы исключают, например, путем их амплитудного ограничения, а также большой постоянной времени интегрирования. The temperature can be recorded and its value estimated, for example, by the response parameters that occur when a pair of rare electrical impulses is supplied to one of the converters. In this regard, it is possible to use the response form as the calibration dependence — the temperature of the pipe section, as well as the measurement of the inherent noise of the converter. When measuring the intrinsic (thermal) noise of the converters, other signals received from it are eliminated, for example, by their amplitude limitation, as well as a large integration time constant.
Далее увеличивают силу каждого n-го импульса в последовательности редких электрических импульсов, например каждого 3-го (см. фиг. 6, диафрагму в). Принимают его отклик дополнительно преобразователями соседних пар и сопоставляют между собой параметры отклика, полученные на преобразователях этих пар. Это позволяет аппаратурой 20 осуществлять контроль и при необходимости регулировать или поддерживать постоянным состояние акустического коэффициента передачи участков трубопровода. Кроме того, наблюдать за развитием некоторых дефектов конструкции, например трещин, направленных преимущественно вдоль кольцевых швов и межзеренной коррозии металла трубопровода. Next, the strength of each n-th pulse is increased in the sequence of rare electrical pulses, for example, every 3rd (see Fig. 6, aperture c). Its response is additionally received by the converters of neighboring pairs and the response parameters obtained on the converters of these pairs are compared with each other. This allows the
Потребность в стабильном акустическом коэффициенте передачи неразрывно связана с циклическими изменениями погодных условий на трассе продуктопровода, так как изменяющиеся влажность и температура окружающей среды ведут к разным величинам оттока акустической энергии из волноводной системы поскольку меняются условия на ее внешней границе. Стабильность этого коэффициента может быть обеспечена путем регулирования по параметрам откликов коэффициента передачи (усиления) электронного тракта аппаратуры 20. The need for a stable acoustic transmission coefficient is inextricably linked with cyclical changes in weather conditions along the product pipeline, since changing humidity and ambient temperature lead to different values of the outflow of acoustic energy from the waveguide system since the conditions at its outer boundary change. The stability of this coefficient can be achieved by adjusting the parameters of the responses of the transmission coefficient (gain) of the electronic path of the
Анализ отклика может осуществляться по характеристикам формы его огибающей (амплитуда, крутизна фронта и спада, наличие "горбов" и т. п. для примера см. фиг. 8) или путем представления этой временной функции в частотной области. И в этом и другом случае используется математический аппарат теории распознавания образов. Эталонные копии для сравнения огибающих получают из экспериментальных исследований и хранят их в памяти аппаратуры 20. Например, записывают оцифрованные функции в оперативное запоминающее устройство ЭВМ, а в нужный момент времени выводят на компаратор (на чертежах не показано). The response analysis can be carried out according to the characteristics of the shape of its envelope (amplitude, slope of the front and recession, the presence of “humps,” etc., for example, see Fig. 8) or by representing this time function in the frequency domain. And in this and another case, the mathematical apparatus of the theory of pattern recognition is used. Reference copies for comparing envelopes are obtained from experimental studies and stored in the memory of
Вместе с тем, по истечении интервала времени Т после начала подачи на один из преобразователей пары n-го импульса (или группы импульсов), для дополнительного повышения точности контроля и диагностики, подают аналогичный импульс (или группу) на второй преобразователь этой пары. Таким образом производится временное согласование возбуждения резонансных преобразователей акустически излучающей антенной системы. Мощность ее повышается примерно в 4 раза и возрастает соотношение сигнал-шум при измерении откликов на преобразователях соседних пар. At the same time, after the time interval T has elapsed after the pair of the nth pulse (or group of pulses) is supplied to one of the converters, in order to further increase the accuracy of monitoring and diagnostics, a similar pulse (or group) is supplied to the second converter of this pair. Thus, the temporary coordination of the excitation of the resonant transducers of the acoustically emitting antenna system is performed. Its power increases by about 4 times and the signal-to-noise ratio increases when measuring responses on converters of adjacent pairs.
Устройство (см. фиг. 7) работает следующим образом. Выдающий генератор 16, например кварцевого типа вырабатывает низкоамплитудные редкие электрические импульсы (см. фиг. 6 диафрагму - а), которые поступают на счетчик 17, а также через буферный усилитель 14 и диод 13-1 - на преобразователь 4-1. Последний излучает в отрезок трубопровода 1 ультразвуковые импульсы для контроля и диагностики технического состояния всей системы, диод 13-1 в определенное время исключает шунтирование пьезопреобразователя 4-1 низким выходным сопротивлением буферного усилителя 14, счетчик 17 выделяет n-ые редкие импульсы благодаря возможности изменения коэффициента пересчета. The device (see Fig. 7) works as follows. The
Выделенные импульсы запускают ударные генераторы (U≥400 в) 15-1 и 15-2, причем запуск одного генератора относительно другого запаздывает во времени (см. фиг. 6 диафрагму б) на величину Т = L/V1, что достигается с помощью электрической линии задержки 18. Диоды 13-2 и 13-3 выполняют уже отмеченные функции. Преобразователи пары генерируют высокоамплитудные синхронированные во времени акустические колебания, которые при распространении в волноводной системе трубопровода синфазно суммируются по частоте f1 и мощность их на данной гармонике примерно учетверяется. Длительность импульса ударного генератора при этом должна быть равна половине периода этой гармоники, т. е. Т/2. Для получения того же результата для второй гармоники, т. е. на частоте f2, длительность импульса ударных генеpаторов и время задержки запуска одного из них регулируют соответствующим образом.The selected pulses start the shock generators (U≥400 V) 15-1 and 15-2, and the start of one generator is delayed relative to the other in time (see Fig. 6 aperture b) by the value T = L / V 1 , which is achieved using
Изменяя и фиксируя по заданному закону временные, амплитудные и частотные характеристики n-ных импульсов, отклики которых по-прежнему принимают преобразователями соседних пар, расширяют область применения технического решения путем придания ему возможностей для автоматизированной метрологической поверки за счет акустической имитации параметров дефектов без осуществления оперативного доступа к трубопроводу. Действительно, акустические аналоги параметров дефектов (тип, размер, местоположение) могут быть найдены экспериментальным путем и в виде тарировочных зависимостей храниться в "памяти" ЭВМ аппаратуры 20. С другой стороны, эти аналоги можно сконструировать изменением и фиксацией по заданному закону амплитудных и временных характеристик n-ных импульсов, причем таким образом, что для соседних пар преобразователей по отношению к излучающей паре неразличимо бы формировались акустические сигналы, сопутствующие реальным дефектам. Так, изменяя время между двумя парными n-ми импульсами (первая пара моделирует частотную компоненту f1, вторая - f2 из спектра, например, импульса АЭ от усталостной трещины) устанавливают имитатор в любое положение по длине участка трубопровода. Изменяя амплитуды и их соотношение для каждого значения РВП этих компонент имитируют, например, приращение длины усталостной трещины на каждом цикле испытаний, т. е. акте действия двух парных n-ых импульсов и т. д. Также можно имитировать эквивалентный размер утечки в конструкции, как было описано ранее. Таким образом, решается проблема ежегодной аттестации данного метода, без доступа к трубопроводу. Кроме того, по долговременным характеристикам откликов возникает возможность суждения о старении преобразователей с прогнозом последующий их работоспособности и планово-предупредительном ремонте или замене.By changing and fixing according to a given law the temporal, amplitude and frequency characteristics of n-th pulses, the responses of which are still received by converters of neighboring pairs, expand the scope of application of the technical solution by giving it opportunities for automated metrological verification by acoustic simulation of defect parameters without real-time access to the pipeline. Indeed, acoustic analogues of defect parameters (type, size, location) can be found experimentally and stored in the form of calibration dependencies in the “memory” of
Преимущества способа могут дать заметный экономический выигрыш на сокращении в 2-3 раза объемов земляных и подводных работ при установке и съеме преобразователей на трубопроводах, аналогично при ремонте выявленных там дефектных отрезков за счет более точного в 1,5-1,8 раза местоуказания пораженного участка, исключении указанных работ при периодической поверке аппаратуры и метода диагностики, на 2-кратном уменьшении потребного количества коаксиального кабеля для связи преобразователей с аппаратурой или использовании его более дешевых сортов и, наконец, на уменьшении штрафных санкций за недопоставки продукции как в связи с уменьшением числа необоснованных остановок трубопроводов, так и парированием на них внештатных ситуаций за счет более надежного определения характеристик и оценок степени опасности дефектов конструкции. (56) Авторское свидетельство СССР N 1026049, кл. G 01 N 29/14, 1983. The advantages of the method can give a significant economic gain by reducing by 2-3 times the volume of excavation and underwater work when installing and removing transducers in pipelines, similarly when repairing the defective sections identified there due to a more accurate 1.5-1.8 times the location of the affected area , the exclusion of these works during the periodic verification of the equipment and the diagnostic method, by a 2-fold reduction in the required amount of coaxial cable for communication between the converters and the equipment or using its cheaper Comrade, and finally, on the reduction of penalties for failure to supply the product in connection with a decrease in the number of unjustified stops piping and parry them emergency situations due to a more reliable characterization and hazard assessments of defects in design. (56) Copyright certificate of the USSR N 1026049, cl. G 01 N 29/14, 1983.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4834789 RU2010227C1 (en) | 1990-06-06 | 1990-06-06 | Method of fixing location of acoustic emission sources in pipe-lines |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4834789 RU2010227C1 (en) | 1990-06-06 | 1990-06-06 | Method of fixing location of acoustic emission sources in pipe-lines |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010227C1 true RU2010227C1 (en) | 1994-03-30 |
Family
ID=21518458
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU4834789 RU2010227C1 (en) | 1990-06-06 | 1990-06-06 | Method of fixing location of acoustic emission sources in pipe-lines |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2010227C1 (en) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2196312C2 (en) * | 2001-04-03 | 2003-01-10 | Кармазинов Феликс Владимирович | Facility to search for point of leakage in trunk pipe-line |
| RU2229121C1 (en) * | 2002-11-12 | 2004-05-20 | Игнатов Виталий Викторович | Procedure establishing distance between converter and source of acoustic emission |
| RU2229708C2 (en) * | 2002-07-25 | 2004-05-27 | Государственное Унитарное Предприятие "Водоканал Санкт-Петербурга" | Process detecting flaws, predominantly corrosion defects, in pipe-lines |
| RU2236000C1 (en) * | 2002-12-19 | 2004-09-10 | Санкт-Петербургский государственный университет технологии и дизайна | Method of determination of coordinates of points of break of elementary filaments in complex thread |
| RU2246723C1 (en) * | 2003-08-25 | 2005-02-20 | Седельников Юрий Евгеньевич | Method of forming acoustic image of tested object |
| RU2246724C1 (en) * | 2003-08-25 | 2005-02-20 | Кубланов Владимир Семенович | Method of ultrasonic testing of material quality |
| RU2247370C1 (en) * | 2003-12-02 | 2005-02-27 | Ульяновский государственный технический университет | Method of acoustic testing of pipelines |
| RU2326379C1 (en) * | 2006-11-21 | 2008-06-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Государственный научный центр Российской Федерации Институт теоретической и экспериментальной физики им. А.И. Алиханова" | Correlation analysis device |
| RU2397490C2 (en) * | 2007-08-07 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Иркутский научно-исследовательский и конструкторский институт химического и нефтяного машиностроения" (ОАО "ИркутскНИИхиммаш") | Method of determining distance between converter and source of acoustic emission |
| RU2451932C1 (en) * | 2010-10-11 | 2012-05-27 | Российская Федерация, От Имени Которой Выступает Министерство Промышленности И Торговли Российской Федерации | Method of measuring corrosion of main pipelines |
| RU2584721C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-05-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук (ТОИ ДВО РАН) | Passive-active acoustic method of detection and localisation of gas leaks in gas-liquid medium |
| RU2681552C1 (en) * | 2018-05-21 | 2019-03-11 | ООО "НТЦ "Нефтегаздиагностика" | Method for detecting illegal tapping in pipeline |
| EA035299B1 (en) * | 2018-05-16 | 2020-05-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технологический центр "КУБ" | Device for diagnostics and determining location of leaks in trunk pipelines |
| RU2809174C1 (en) * | 2023-03-27 | 2023-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Method for detecting linear coordinate of leak in gas pipeline |
-
1990
- 1990-06-06 RU SU4834789 patent/RU2010227C1/en active
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2196312C2 (en) * | 2001-04-03 | 2003-01-10 | Кармазинов Феликс Владимирович | Facility to search for point of leakage in trunk pipe-line |
| RU2229708C2 (en) * | 2002-07-25 | 2004-05-27 | Государственное Унитарное Предприятие "Водоканал Санкт-Петербурга" | Process detecting flaws, predominantly corrosion defects, in pipe-lines |
| RU2229121C1 (en) * | 2002-11-12 | 2004-05-20 | Игнатов Виталий Викторович | Procedure establishing distance between converter and source of acoustic emission |
| RU2236000C1 (en) * | 2002-12-19 | 2004-09-10 | Санкт-Петербургский государственный университет технологии и дизайна | Method of determination of coordinates of points of break of elementary filaments in complex thread |
| RU2246723C1 (en) * | 2003-08-25 | 2005-02-20 | Седельников Юрий Евгеньевич | Method of forming acoustic image of tested object |
| RU2246724C1 (en) * | 2003-08-25 | 2005-02-20 | Кубланов Владимир Семенович | Method of ultrasonic testing of material quality |
| RU2247370C1 (en) * | 2003-12-02 | 2005-02-27 | Ульяновский государственный технический университет | Method of acoustic testing of pipelines |
| RU2326379C1 (en) * | 2006-11-21 | 2008-06-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Государственный научный центр Российской Федерации Институт теоретической и экспериментальной физики им. А.И. Алиханова" | Correlation analysis device |
| RU2397490C2 (en) * | 2007-08-07 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Иркутский научно-исследовательский и конструкторский институт химического и нефтяного машиностроения" (ОАО "ИркутскНИИхиммаш") | Method of determining distance between converter and source of acoustic emission |
| RU2451932C1 (en) * | 2010-10-11 | 2012-05-27 | Российская Федерация, От Имени Которой Выступает Министерство Промышленности И Торговли Российской Федерации | Method of measuring corrosion of main pipelines |
| RU2584721C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-05-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук (ТОИ ДВО РАН) | Passive-active acoustic method of detection and localisation of gas leaks in gas-liquid medium |
| EA035299B1 (en) * | 2018-05-16 | 2020-05-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технологический центр "КУБ" | Device for diagnostics and determining location of leaks in trunk pipelines |
| RU2681552C1 (en) * | 2018-05-21 | 2019-03-11 | ООО "НТЦ "Нефтегаздиагностика" | Method for detecting illegal tapping in pipeline |
| RU2809174C1 (en) * | 2023-03-27 | 2023-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Method for detecting linear coordinate of leak in gas pipeline |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6561032B1 (en) | Non-destructive measurement of pipe wall thickness | |
| EP1889023B9 (en) | Deriving information about leaks in pipes | |
| US6138512A (en) | Method and apparatus for determining source location of energy carried in the form of propagating waves through a conducting medium | |
| US10996203B2 (en) | Detection, monitoring, and determination of location of changes in metallic structures using multimode acoustic signals | |
| RU2106000C1 (en) | Method evaluating laminar structure and other characteristics of ground | |
| US4858462A (en) | Acoustic emission leak source location | |
| RU2010227C1 (en) | Method of fixing location of acoustic emission sources in pipe-lines | |
| EP0106580B1 (en) | Acoustic detection of defects in structures | |
| Watanabe et al. | Detection and location of a leak in a gas‐transport pipeline by a new acoustic method | |
| US10352696B2 (en) | Ultrasonic cathodic protection test station | |
| CN112154324B (en) | Using multimode acoustic signals to detect, monitor and determine the location of changes in metal structures | |
| US20180017533A1 (en) | An apparatus and method for inspecting a pipeline | |
| US11604127B2 (en) | Methods for detecting pipeline weakening | |
| US20210341350A1 (en) | Method for generating an exciter signal and for acoustic measuring in technical hollow spaces | |
| JP2004061361A (en) | Piping breakage investigating apparatus | |
| RU2685578C1 (en) | Method for remote monitoring and diagnostics of condition of structures and engineering structures and device for its implementation | |
| RU2620023C1 (en) | Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation | |
| RU2650747C1 (en) | Method and device for determining the location of the pipeline passage | |
| Feydo et al. | Non-intrusive ultrasonic corrosion-rate measurement in lieu of manual and intrusive methods | |
| JP2002236113A (en) | Piping inspection apparatus and method, and piping inspection system | |
| Chen et al. | Experimental and numerical study on characterization and evaluation of surface cracks with wireless ultrasonic sensor | |
| RU2789793C1 (en) | Method for determining the linear coordinate of the place of occurrence of a leak in a pipeline | |
| US20240272032A1 (en) | High Resolution Imaging of Pressurized Water Supply Lines Using High Frequency Acoustic Waves | |
| RU2539603C1 (en) | Early diagnostic method for oil-trunk pipeline in order to prevent development of its destruction processes | |
| Tao et al. | Characterisation of defects in pipe systems using a newly developed tubular acoustic reflection simulator |