RU2181881C2 - Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе - Google Patents
Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2181881C2 RU2181881C2 RU98123619A RU98123619A RU2181881C2 RU 2181881 C2 RU2181881 C2 RU 2181881C2 RU 98123619 A RU98123619 A RU 98123619A RU 98123619 A RU98123619 A RU 98123619A RU 2181881 C2 RU2181881 C2 RU 2181881C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- leak
- acoustic signals
- product pipeline
- signals
- received
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к области испытательной техники и предназначено для испытания трубопроводов на герметичность и обнаружения координаты места течи в продуктопроводе. Задачей данного изобретения является расширение области применения способа контроля герметичности магистральных продуктопроводов под автомобильными и железными дорогами, а также увеличение длины контролируемой области и повышение точности определения координаты места течи в продуктопроводе. Способ 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. Прием акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода проводят в диапазоне частот f1, удовлетворяющему определенному математическому соотношению. 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. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к области испытательной техники и может быть использовано для испытания трубопроводов на герметичность и обнаружение координаты места течи в нем.
Известен способ контроля герметичности продуктопроводов, заключающийся в регистрации превышения акустического излучения над шумами в одной точке продуктопровода, по которому первоначально регистрируют превышение акустического излучения над шумами в низкочастотной области, затем на более высоких частотах и фиксируют наибольшую частоту, при которой акустическое излучение утечки превышает шумы, а расстояние до места течи определяют по предварительно испытанным для данного продуктопровода зависимостям частотных компонентов акустического излучения от расстояния до течи при соответствующей фиксированной частоте [1].
Недостатком известного способа [1] является необходимость проведения множества замеров на различных частотах. Это приводит к значительным затратам времени, трудоемкости и большим погрешностям при измерении координаты места течи.
Известен способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе [2] , принятый за прототип, заключающийся 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.
Недостатком данного способа является малая длина контролируемой области продуктопровода и невозможность его применения в условиях наличия дискретных помех от технических объектов, окружающих или пересекающих продуктопровод.
Задачей данного изобретения является расширение области применения способа контроля герметичности магистральных продуктопроводов, коммуникаций перекачивающих насосов на компрессорных станциях и переходов продуктопроводов под автомобильными и железными дорогами и других технических объектов, а также увеличение длины контролируемой области и повышения точности определения координаты места течи в продуктопроводе.
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе, заключающемся в приеме акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода, обнаружения течи и последующей корреляционной обработке принятых акустических сигналов, в результате которой определяют разность времен прихода акустических сигналов и координату места течи, прием акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода проводят в диапазоне частот f1, удовлетворяющему математическому соотношению:
f1<RC/0,61, (1)
где R - радиус продуктопровода;
С - скорость звука в материале продуктопровода,
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 секунд и с амплитудой, превышающей фон на 3...6 дБ, и по данным спектральным составляющим судят о наличии течи.
f1<RC/0,61, (1)
где R - радиус продуктопровода;
С - скорость звука в материале продуктопровода,
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 секунд и с амплитудой, превышающей фон на 3...6 дБ, и по данным спектральным составляющим судят о наличии течи.
Кроме того, проводят предварительно прием акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода в отсутствии течи, затем запоминают параметры полученных сигналов, непрерывно обновляя результаты измерений, и принимают их за фон при обнаружении течи.
Кроме того, 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 продуктопровода, а режектирование дискретных составляющих в каждом из первых двух сигналов проводят с учетом полученных спектральных составляющих, соответствующих спектру колебаний перекачивающих насосов на компрессорной станции продуктопровода.
Дополнительный прием акустических сигналов в третьей точке по длине продуктопровода проводят вблизи компрессорной станции, преимущественно на трубопроводе обвязки.
При этом дополнительный прием акустических сигналов в третьей точке по длине продуктопровода проводят на расстоянии Rдоп от перекачивающего насоса компрессорной станции, удовлетворяющем математическому соотношению:
Rдоп/Rосн<1/10, (2)
где Rоcн - расстояние от компрессорной станции до точки приема второго акустического сигнала.
Rдоп/Rосн<1/10, (2)
где Rоcн - расстояние от компрессорной станции до точки приема второго акустического сигнала.
Кроме того, проводят дополнительный прием акустических сигналов в точке, не связанной с продуктопроводом, производят спектральный анализ принятых сигналов, а режектирование дискретных составляющих в каждом из принятых сигналов проводят с учетом составляющих, соответствующих спектру колебаний окружающих или пересекающих продуктопровод технических объектов.
Прием акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода проводят в диапазоне f1, удовлетворяющему математическому соотношению f1<RC/0,61 и для частот f2, лежащих в диапазоне
f2<<RC/0,61, (3)
Сущность способа основана на том, что звуковые волны распространяются практически без ослабления в узких трубах [3], для которых справедливо неравенство (1). Причем, если справедливо также неравенство (3), то на распространение звуковой волны не влияют изгибы продуктопровода [3]. Это позволяет использовать способ для значительных расстояний между точками приема акустических сигналов по длине продуктопровода. При этом в зону контроля могут попадать самые различные технические объекты и как источники шума препятствовать выявлению присутствия течи и нахождению ее координаты. Предлагаемый способ позволяет исключить или свести влияние данных факторов к минимуму.
f2<<RC/0,61, (3)
Сущность способа основана на том, что звуковые волны распространяются практически без ослабления в узких трубах [3], для которых справедливо неравенство (1). Причем, если справедливо также неравенство (3), то на распространение звуковой волны не влияют изгибы продуктопровода [3]. Это позволяет использовать способ для значительных расстояний между точками приема акустических сигналов по длине продуктопровода. При этом в зону контроля могут попадать самые различные технические объекты и как источники шума препятствовать выявлению присутствия течи и нахождению ее координаты. Предлагаемый способ позволяет исключить или свести влияние данных факторов к минимуму.
На чертеже приведена схема реализации способа в условиях присутствия технических объектов вблизи продуктопровода как мешающий фактор для измерения координаты места течи продуктопровода.
Устройство для реализации способа включает в себя магистральный продуктопровод 1, пьезоэлектрические датчики 2, 3, 4, 5, выходы которых подключены к блоку 6 обработки сигналов и через него к регистратору 7.
Пьезоэлектрические датчики 2, 3 - основные, они контролируют появление течи 8 между ними. Датчики 4, 5 - вспомогательные, служат для компенсации помех от технических объектов, например от перекачивающих насосов 9 компрессорной станции и от поезда 10, проходимого над продуктопроводом 1.
Датчик 4 расположен на расстоянии Rдоп от перекачивающего насоса 9 компрессорной станции, удовлетворяющему математическому соотношению (2).
Датчик 5 не связан с продуктопроводом и расположен, например, под рельсами железной дороги 11.
Способ определения координаты места течи в продуктопроводе реализуется следующим образом.
На законченных строительством или эксплуатируемых продуктопроводах проводятся контрольные измерения распределения акустических сигналов по участкам согласно представленного чертежа.
Измеренные параметры акустических сигналов от датчиков 2, 3, 4, 5 вводят в блок 6 обработки сигналов и принимают за фоновый сигнал.
Измерения распределения акустического сигнала по всей длине контролируемого продуктопровода проводят регулярно и каждый раз сверяют текущие показания фонового сигнала на каждом участке с предыдущими.
При появлении в продуктопроводе 1 течи 8 механические колебания продуктопровода, вызванные его неисправностью, в виде шумовых сигналов распространяются вдоль продуктопровода 1 в обе стороны от места течи 8 и воспринимаются пьезоэлектрическими датчиками 2 и 3. Сигналы преобразуют в электрические и усиливают. Затем их фильтруют в диапазоне частот (1) и проводят режектирование дискретных составляющих в каждом из сигналов с последующим спектральным анализом последних.
Одновременно с помощью датчика 4 проводят дополнительный прием акустических сигналов вблизи перекачивающего насоса 9 компрессорных станций, производят их спектральный анализ и выделение спектральных составляющих, соответствующих спектру колебаний перекачивающего насоса 9 продуктопровода 1. При этом режектирование дискретных составляющих в сигналах, поступающих с датчиков 2 и 3, осуществляют с учетом полученных с помощью датчика 4 дискретных спектральных составляющих, соответствующих спектру колебаний перекачивающего насоса 9 компрессорной станции.
Также одновременно с предыдущими операциями с помощью датчика 5 проводят дополнительный прием акустических сигналов в точке, не связанной с продуктопроводом 1. Проводят спектральный анализ принятых сигналов. При этом режектирование дискретных составляющих в сигналах с датчиков 2 и 3 проводят с учетом дискретных составляющих, соответствующих спектру колебаний окружающих продуктопровод 1 технических объектов, например поезда 10.
Если между датчиками 2 и 3 имеется изгиб продуктопровода 1, фильтрация сигналов проводится в диапазоне частот (3).
Все описанные операции осуществляются в блоке 6 обработки сигналов на стандартных блоках известными способами.
Появление течи 8 в продуктопроводе 1 приводит к появлению в акустических сигналах, принимаемых датчиками 2 и 3, долговременных спектральных составляющих, длительностью превышающих 30 секунд, и с амплитудой, превышающей фон на 3. . .6 дБ. То есть регистрация подобных составляющих в спектре принятых сигналов однозначно указывает на появление течи 8 в контролируемом участке продуктопровода 1. Данные результаты получены при проведении многочисленных экспериментов на действующем трубопроводе Оренбург-Газпрома. Нахождение координаты места течи 8 в продуктопроводе 1 проведен корреляционным способом [2].
В отличие от прототипа в данном способе на порядок увеличена длина контролируемой области продуктопровода и расширена область применения способа на случай контроля целостности продуктопровода вблизи различных технических объектов, например компрессорных станций и железных дорог
Источники информации
1. Патент 1651016, F 17 D 5/06, 1989.
Источники информации
1. Патент 1651016, F 17 D 5/06, 1989.
2. Патент 1283566, G 01 М 3/24, 1985 - прототип.
3. Исакович М.И. Общая акустика - М.: Наука, 1974.
Claims (7)
1. Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе, заключающийся 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, отличающийся тем, что прием акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода проводят в диапазоне частот f1, удовлетворяющему математическому соотношению
f1 <RC/0,61,
где R - радиус продуктопровода;
С - скорость звука в материале продуктопровода,
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.
f1 <RC/0,61,
где R - радиус продуктопровода;
С - скорость звука в материале продуктопровода,
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.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что предварительно проводят прием акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода в отсутствии течи, затем запоминают параметры полученных сигналов, непрерывно обновляя результаты измерений, и принимают их за фон при обнаружении течи.
3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что 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.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что дополнительный прием акустических сигналов в третьей точке по длине продуктопровода проводят вблизи компрессорной станции, преимущественно на трубопроводе обвязки.
5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что дополнительный прием акустических сигналов в третьей точке по длине продуктопровода проводят на расстоянии Rдоп от перекачивающего насоса компрессорной станции, удовлетворяющем математическому соотношению
Rдоп/Rосн <1/10,
где Rосн - расстояние от компрессорной станции до точки приема второго акустического сигнала.
Rдоп/Rосн <1/10,
где Rосн - расстояние от компрессорной станции до точки приема второго акустического сигнала.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что проводят дополнительный прием акустических сигналов в точке, не связанной с продуктопроводом, производят спектральный анализ принятых сигналов, а режектирование дискретных составляющих в каждом из принятых сигналов проводят с учетом составляющих, соответствующих спектру колебаний технических объектов, окружающих или пересекающих продуктопровод.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно проводят прием акустических сигналов в двух точках продуктопровода в диапазоне частот f2 << RC/0,61.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98123619A RU2181881C2 (ru) | 1998-12-28 | 1998-12-28 | Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98123619A RU2181881C2 (ru) | 1998-12-28 | 1998-12-28 | Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98123619A RU98123619A (ru) | 2001-01-20 |
| RU2181881C2 true RU2181881C2 (ru) | 2002-04-27 |
Family
ID=20213964
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98123619A RU2181881C2 (ru) | 1998-12-28 | 1998-12-28 | Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2181881C2 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA021366B1 (ru) * | 2010-07-15 | 2015-06-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Аккорд Эстейт" | Комбинированная гидроакустическая система обнаружения утечек нефтепродуктопровода |
| RU2628672C1 (ru) * | 2016-11-11 | 2017-08-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОАС-СК" | Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе и устройство для его осуществления |
| RU2754620C1 (ru) * | 2020-09-01 | 2021-09-06 | Акционерное Общество "Российский Концерн По Производству Электрической И Тепловой Энергии На Атомных Станциях" (Ао "Концерн Росэнергоатом") | Способ контроля герметичности и обнаружения места течи в трубопроводе с запорным элементом |
| RU2809174C1 (ru) * | 2023-03-27 | 2023-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе |
-
1998
- 1998-12-28 RU RU98123619A patent/RU2181881C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA021366B1 (ru) * | 2010-07-15 | 2015-06-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Аккорд Эстейт" | Комбинированная гидроакустическая система обнаружения утечек нефтепродуктопровода |
| RU2628672C1 (ru) * | 2016-11-11 | 2017-08-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОАС-СК" | Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе и устройство для его осуществления |
| RU2754620C1 (ru) * | 2020-09-01 | 2021-09-06 | Акционерное Общество "Российский Концерн По Производству Электрической И Тепловой Энергии На Атомных Станциях" (Ао "Концерн Росэнергоатом") | Способ контроля герметичности и обнаружения места течи в трубопроводе с запорным элементом |
| WO2022050864A1 (ru) | 2020-09-01 | 2022-03-10 | Акционерное Общество "Российский Концерн По Производству Электрической И Тепловой Энергии На Атомных Станциях" | Способ контроля герметичности и обнаружения места течи в трубопроводе с запорным элементом |
| RU2809174C1 (ru) * | 2023-03-27 | 2023-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5531099A (en) | Underground conduit defect localization | |
| Gao et al. | On the selection of acoustic/vibration sensors for leak detection in plastic water pipes | |
| US10132823B2 (en) | Method and system for the continuous remote tracking of a pig device and detection of anomalies inside a pressurized pipeline | |
| CA2347567C (en) | Non-destructive measurement of pipe wall thickness | |
| US5623421A (en) | Monitoring pressurized vessels for leaks, ruptures or hard hits | |
| US4327576A (en) | Acoustic leak detector | |
| GB2421311A (en) | Assessing the size of a leak in a pipeline by detecting leak noise and pressure | |
| MX2010014443A (es) | Aparato y metodo para localizar un objeto en una tuberia. | |
| GB2318640A (en) | Underground leak location | |
| RU2124721C1 (ru) | Способ и устройство для ультразвукового определения местоположения утечки | |
| KR101936849B1 (ko) | 비접촉식 공동 탐지 시스템 및 방법 | |
| JP2013044612A (ja) | 埋設配管破損位置の検出方法及び装置 | |
| CN106770668B (zh) | 一种用于单孔的基桩质量声波透射法检测方法 | |
| RU2181881C2 (ru) | Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе | |
| CN112154324A (zh) | 使用多模声学信号来检测、监控和确定金属结构中变化的位置 | |
| CN106767583B (zh) | 用于基桩检测声波透射法的纵向剖面等效桩径计算方法 | |
| Brennan et al. | Some recent research results on the use of acoustic methods to detect water leaks in buried plastic water pipes | |
| Travers | Acoustic monitoring of prestressed concrete pipe | |
| RU2126563C1 (ru) | Способ ультразвукового определения местоположения утечки | |
| US3261200A (en) | Pipeline leak detection method | |
| RU2628672C1 (ru) | Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе и устройство для его осуществления | |
| JP3488579B2 (ja) | 漏水位置検出方法および漏水位置検出装置 | |
| RU94019575A (ru) | Способ исследования дефектов трубопровода и устройство для его осуществления | |
| JPH11142280A (ja) | 管路検査方法 | |
| RU2010227C1 (ru) | Способ определения местоположения источников акустической эмиссии в трубопроводах |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081229 |