RU2249802C2 - Method and device for detecting leakage site in pipeline - Google Patents
Method and device for detecting leakage site in pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- RU2249802C2 RU2249802C2 RU2002102334/28A RU2002102334A RU2249802C2 RU 2249802 C2 RU2249802 C2 RU 2249802C2 RU 2002102334/28 A RU2002102334/28 A RU 2002102334/28A RU 2002102334 A RU2002102334 A RU 2002102334A RU 2249802 C2 RU2249802 C2 RU 2249802C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- acoustic
- leak
- waves
- signals
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к устройствам определения места утечки жидкости или газа в трубопроводах и предназначено для определения координат течи в труднодоступных местах газопроводов и нефтепроводов.The invention relates to a device for determining the location of a leak of liquid or gas in pipelines and is intended to determine the coordinates of a leak in remote places of gas pipelines and oil pipelines.
Известен способ обнаружения отверстия в трубе из патента Японии №4-184133, согласно которому шум струи, истекающей из отверстия (шум течи), принимают акустическими датчиками, расположенными на обоих концах трубы, сигналы с которых визуализируют на дисплее и сравнивают. Если сигналы равны, то отверстие находится в средней части между датчиками. Если сигнал от одного из датчиков значительно больше другого, то отверстие расположено ближе к этому датчику.There is a known method for detecting holes in a pipe from Japanese Patent No. 4-184133, according to which the noise of the jet flowing out of the hole (leak noise) is received by acoustic sensors located at both ends of the pipe, the signals from which are visualized on the display and compared. If the signals are equal, then the hole is in the middle part between the sensors. If the signal from one of the sensors is much larger than the other, then the hole is located closer to this sensor.
Устройство, реализующее этот способ, содержит два тракта, каждый из последовательно соединенного акустического датчика, усилителя, дисплея.A device that implements this method contains two paths, each of a series-connected acoustic sensor, amplifier, display.
Недостатками способа и устройства-аналогов является недостаточная точность определения места течи, а также невозможность установки второго датчика в недоступных местах.The disadvantages of the method and the analog device is the lack of accuracy in determining the location of the leak, as well as the inability to install the second sensor in inaccessible places.
Наиболее близким по технической сущности к настоящему предложению является патент США № 5.058.419 на способ и аппаратуру для определения местоположения источника звука. Согласно этому способу для определения координат течи в трубопроводе обнаруживают звук этой трубной течи в двух удаленных друг от друга на 300 метров точках и по времени задержки рассчитывают местоположение источника звука. Необходимую для этого скорость распространения рассчитывают на основе параметров жидкости в трубе, материалов и формы трубы по стандартам Американской водопроводной ассоциации AWWA С 401-77 и ANSG/AWWA С 403-78.The closest in technical essence to this proposal is US patent No. 5.058.419 for a method and apparatus for determining the location of a sound source. According to this method, to determine the coordinates of a leak in a pipeline, the sound of this pipe leak is detected at two points 300 meters away from each other and the location of the sound source is calculated from the delay time. The propagation velocity necessary for this is calculated based on the parameters of the liquid in the pipe, the materials and the shape of the pipe according to the standards of the American Water Association AWWA C 401-77 and ANSG / AWWA C 403-78.
Устройство, реализующее способ-прототип, содержит два приемных тракта, каждый из последовательно соединенных акустического датчика, усилителя, фильтра, аналого-цифрового преобразователя, также содержит персональный компьютер, первый и второй входы которого соединены с выходами аналого-цифровых преобразователей первого и второго трактов.The device that implements the prototype method, contains two receiving paths, each of a series-connected acoustic sensor, amplifier, filter, analog-to-digital converter, also contains a personal computer, the first and second inputs of which are connected to the outputs of the analog-to-digital converters of the first and second paths.
Недостатками способа и устройства-прототипа являются, во-первых, необходимость выполнять прием сигналов в двух удаленных точках, что связано с необходимостью создания специальных электрических коммуникаций, во-вторых, расчет скорости звука по трубе не может быть точен из-за различного закрепления трубы по трассе, в-третьих, не обеспечивается возможность определения места течи в недоступных для наблюдения местах.The disadvantages of the method and the prototype device are, firstly, the need to receive signals at two remote points, which is associated with the need to create special electrical communications, and secondly, the calculation of the speed of sound through the pipe cannot be accurate due to the different fastening of the pipe on the highway, thirdly, it is not possible to determine the place of a leak in places inaccessible to observation.
Задачей изобретения является обеспечение определения места течи из одной точки на трассе трубопровода.The objective of the invention is the provision of determining the location of a leak from one point on the pipeline route.
Техническим результатом изобретения является упрощение способа и устройства для определения места течи за счет отсутствия необходимости выполнять измерения в двух точках, разнесенных на значительное расстояние и связанных между собой либо кабелем, либо другим средством передачи информации. Кроме того, вторая точка измерений не всегда бывает доступной, то есть появляется возможность определять координаты течи в недоступных для наблюдения местах.The technical result of the invention is to simplify the method and device for determining the location of a leak due to the lack of the need to measure at two points spaced a considerable distance and connected by either cable or other means of transmitting information. In addition, the second measurement point is not always available, that is, it becomes possible to determine the coordinates of the leak in places inaccessible to observation.
Указанный технический результат достигается, тем, что в способ определения места течи в трубопроводе, содержащий прием шумовых сигналов течи первым и вторым акустическими датчиками, преобразование этих шумовых сигналов течи в электрические сигналы, фильтрацию и дискретизацию электрических сигналов и определение места течи по времени задержки шумовых сигналов течи, принятых первым и вторым акустическими датчиками, введены новые признаки, а именно: первый и второй акустические датчики установлены на трубопроводе рядом, так что первый акустический датчик имеет акустический контакт с трубопроводом и акустически заэкранирован от акустических волн в окружающий трубопровод среде, а второй - акустически заэкранирован от акустических волн, распространяющихся по трубопроводу, предварительно на фиксированном расстоянии RH от датчиков возбуждают в трубопроводе и в окружающей его среде искусственный шумовой сигнал, принимают шумовой сигнал, распространяющийся по трубопроводу первым акустическим датчиком, шумовой сигнал, распространяющийся по окружающей трубопровод среде вторым акустическим датчиком, электрические сигналы первого и второго акустических датчиков после фильтрации и дискретизации подвергают взаимоспектральной обработке, по данным о действительной и мнимой частях взаимного спектра, величине Rи и скорости распространения акустических волн в среде находят скорость распространения групповых волн в трубопроводе, при наличии сигнала течи производят взаимоспектральную обработку преобразованных в электрические сигналы отфильтрованных, дискретизированных сигналов течи, принятых первым и вторым акустическими датчиками, время задержки шумовых сигналов течи, принятых первым и вторым акустическими датчиками, определяют данные о действительной и мнимой частях взаимного спектра шумовых сигналов течи, после чего определяют место течи с учетом скорости распространения акустических волн в среде и скорости групповых волн в трубопроводе.The specified technical result is achieved in that in a method for determining the location of a leak in a pipeline, comprising receiving noise signals leak by the first and second acoustic sensors, converting these noise signals to leak into electrical signals, filtering and sampling the electrical signals and determining the location of the leak by the delay time of noise signals leaks received by the first and second acoustic sensors, new features are introduced, namely: the first and second acoustic sensors are installed nearby on the pipeline, so that the first ustichesky sensor has acoustic contact with the pipeline and acoustically shielded by the acoustic waves in the surrounding medium conduit, and the second - acoustically shielded by the acoustic waves propagating through the pipeline, a pre-fixed distance R H from the sensors is excited in the pipeline and in its environment artificial noise signal receive a noise signal propagating through the pipeline by the first acoustic sensor, a noise signal propagating through the environment surrounding the pipeline in torym acoustic sensor, electrical signals of the first and second acoustic sensors after filtering and sampling subjected vzaimospektralnoy processing, the data on the real and imaginary parts of the cross spectrum, the value R and and the propagation velocity of acoustic waves in the medium are the propagation velocity of the group of waves in a pipe with a signal leaks produce inter-spectral processing of the filtered, discretized leak signals received in the first and second transformed into electrical signals acoustic sensors, the delay time of leak noise signals received by the first and second acoustic sensors determines data on the real and imaginary parts of the mutual spectrum of leak noise signals, after which the location of the leak is determined taking into account the propagation velocity of acoustic waves in the medium and the velocity of group waves in the pipeline.
Оптимальный результат получается, если фильтрацию осуществляют в полосе частот от нижней частоты до верхней частоты , где U - скорость струи течи, D - диаметр минимального отверстия течи, подлежащей обнаружению.The optimal result is obtained if filtering is carried out in the frequency band from the lower frequency. to high frequency where U is the speed of the leak, D is the diameter of the minimum hole of the leak to be detected.
Для обеспечения этого технического результата в устройство определения места течи в трубопроводе, включающее первый и второй приемные тракты, каждый из которых содержит последовательно соединенные первый и второй акустический датчик соответственно, усилитель, фильтр и, аналого-цифровой преобразователь введены следующие новые признаки, а именно: первый датчик имеет акустический контакт с трубопроводом и акустически заэкранирован от акустических волн в окружающий трубопровод среде, а второй акустический датчик акустически заэкранирован от акустических волн, распространяющихся по трубопроводу, устройство содержит последовательно соединенные анализатор взаимного спектра, первый и второй входы которого соединены с выходами аналого-цифровых преобразователей первого и второго приемного трактов соответственно, блок вычисления расстояния и индикатор, также содержит блок памяти скоростей распространения групповых волн в трубопроводе и в окружающей трубопровод среде, вход которого соединен со вторым выходом блока вычисления расстояния, а выход со вторым входом блока вычисления расстояния и скорости распространения групповых волн в трубопроводе, также имеется блок управления, синхровходы и синхровыходы которого соединены с аналого-цифровыми преобразователями, с анализатором взаимного спектра, с блоком вычисления расстояния и скорости распространения групповых волн в трубопроводе, с блоком памяти скоростей распространения групповых волн в трубопроводе и в окружающей трубопровод среде и с индикатором, также содержит искусственный источник акустического сигнала, акустически связанный с первым акустическим датчиком по трубопроводу, а со вторым акустическим датчиком - по окружающей трубопровод среде.To ensure this technical result, the following new features are introduced into the device for determining a leak in the pipeline, including the first and second receiving paths, each of which contains the first and second acoustic sensors in series, respectively, an amplifier, a filter, and an analog-to-digital converter, namely: the first sensor has acoustic contact with the pipeline and is acoustically shielded from acoustic waves into the surrounding medium, and the second acoustic sensor is acoustically shielded the van from acoustic waves propagating through the pipeline, the device contains a series-connected reciprocal spectrum analyzer, the first and second inputs of which are connected to the outputs of the analog-to-digital converters of the first and second receiving paths, respectively, the distance calculation unit and the indicator also contains a group wave memory in the pipeline and in the environment of the pipeline, the input of which is connected to the second output of the distance calculation unit, and the output to the second input of the unit calculating the distance and propagation velocity of group waves in the pipeline, there is also a control unit whose sync inputs and clock outputs are connected to analog-to-digital converters, with a mutual spectrum analyzer, with a unit for calculating the distance and propagation velocity of group waves in the pipeline, with a memory unit for propagation velocities of group waves in the pipeline and in the environment of the pipeline and with the indicator, also contains an artificial source of acoustic signal, acoustically connected with the first ak a static sensor through the pipeline, and with a second acoustic sensor through the surrounding environment.
Изобретение поясняется чертежом, где приведена блок-схема устройства для реализации предлагаемого способа определения места течи в трубопроводе.The invention is illustrated in the drawing, which shows a block diagram of a device for implementing the proposed method for determining the location of a leak in the pipeline.
Устройство для определения места течи в трубопроводе имеет два тракта, содержащих последовательно соединенные акустические датчики 1.1 и 1.2, усилители 2.1 и 2.2, фильтры 3.1 и 3.2, аналого-цифровые преобразователи 4.1 и 4.2. Содержит последовательно соединенные анализатор взаимного спектра 5, первый и второй входы которого соединены с выходами аналого-цифровых преобразователей 4.1 и 4.2, блок 6 определения расстояния и скорости распространения групповых волн в трубопроводе, индикатор 7. Также содержит блок 8 памяти скоростей распространения групповых волн в трубопроводе и в окружающей трубопровод среде, вход которого соединен со вторым выходом блока 6, а выход соединен со вторым входом блока определения расстояния 6. Блок 9 управления имеет синхровходы и синхровыходы, соединенные с блоками 4.1 и 4.2, блоками 5, 6, 8. 7. Также имеется источник искусственного сигнала 10.The device for determining the place of a leak in the pipeline has two paths containing serially connected acoustic sensors 1.1 and 1.2, amplifiers 2.1 and 2.2, filters 3.1 and 3.2, analog-to-digital converters 4.1 and 4.2. It contains a series-connected mutual spectrum analyzer 5, the first and second inputs of which are connected to the outputs of analog-to-digital converters 4.1 and 4.2, a unit 6 for determining the distance and propagation velocity of group waves in the pipeline, indicator 7. It also contains a unit 8 for memory of propagation velocities of group waves in the pipeline and in the environment of the pipeline environment, the input of which is connected to the second output of the block 6, and the output is connected to the second input of the distance determination unit 6. The control unit 9 has clock inputs and clock outputs connected to blocks 4.1 and 4.2, blocks 5, 6, 8. 7. There is also an artificial signal source 10.
Способ предусматривает следующую последовательность операций, обеспечиваемых работой устройства. Сначала экспериментально определяют групповую скорость - U распространения акустического сигнала по трубе. Характер волн, распространяющихся по цилиндрической трубе, существенно зависит от величины безразмерной частоты - [А.С.Никифоров. Акустическое проектирование судовых конструкций. Справочник. -Л.: судостроение, 1990.-c.l7]The method provides the following sequence of operations provided by the operation of the device. First, the group velocity, U, of the propagation of the acoustic signal through the pipe, is determined experimentally. The nature of the waves propagating through the cylindrical pipe substantially depends on the dimensionless frequency - [A.S. Nikiforov. Acoustic design of ship structures. Directory. -L .: shipbuilding, 1990.-c.l7]
где Rсp - средний радиус трубы, Сп.пл. - скорость продольной волны в пластине, равной толщине трубы. Для стальной трубы . Обычно радиусы магистральных трубопроводов . Поэтому можно для стальных трубопроводов с таким Rсp принятьwhere R cp is the average radius of the pipe, C pp - the velocity of the longitudinal wave in the plate equal to the thickness of the pipe. For steel pipe . Usually the radii of trunk pipelines . Therefore, it is possible to accept for steel pipelines with such R cp
т.е. на частотах fкр>1330 Гц, в трубе могут возникать изгибные, продольные и сдвиговые колебания. При этом изгибные колебания имеют скорость распространенияthose. at frequencies f cr > 1330 Hz, bending, longitudinal and shear vibrations can occur in the pipe. In this case, bending vibrations have a propagation velocity
Скорость распространения продольных волнLongitudinal wave velocity
где Е, σ, ρ - модули Юнга, Пуассона и плотность материала трубы. Скорость сдвиговых волнwhere E, σ, ρ are Young's, Poisson's moduli and density of the pipe material. Shear wave velocity
где G - модуль сдвига.where G is the shear modulus.
Для стали: модуль Юнга Е=21·1010 Па, модуль сдвига G=8.14·1010Па, коэффициент Пуассона σ=0.29, плотность ρ=7.8·103 кг м-3.For steel: Young's modulus E = 21 · 10 10 Pa, shear modulus G = 8.14 · 10 10 Pa, Poisson's ratio σ = 0.29, density ρ = 7.8 · 10 3 kg m -3 .
При наличии в трубе жидкости соколеблющаяся масса этой жидкости добавляется к массе трубопровода на частоте ниже f0, равнойIf there is a liquid in the pipe, the shelling mass of this liquid is added to the mass of the pipeline at a frequency below f 0 equal to
где С0 - скорость звука в жидкости, заполняющей трубопровод.where C 0 is the speed of sound in the fluid filling the pipeline.
При нахождении трубопровода в жидкости соколеблющаяся масса [Е. Скучик. Основы акустики. -М.: ИЛ, 1958, том 1, -617с] составляет Видно, что на частотах, большихWhen the pipeline is in a liquid, a cracking mass [E. Bored. The basics of acoustics. -M .: IL, 1958, volume 1, -617] It can be seen that at frequencies higher
по трубопроводу движутся акустические волны с разной скоростью распространения. Поэтому групповую скорость распространения акустического сигнала по трубе необходимо определить экспериментально, тем более, что в дюкере может быть разное крепление трубы.Acoustic waves with different propagation speeds move through the pipeline. Therefore, the group propagation velocity of the acoustic signal through the pipe must be determined experimentally, especially since there may be different pipe fastening in the duker.
Для этого в способ введена следующая операция: на известном расстоянии R0 от точки расположения акустических датчиков создают искусственное акустическое возбуждение в трубе и в среде с частотами, лежащими в диапазоне от fн до fв фильтров.To do this, the following operation is introduced into the method: at a known distance R 0 from the location of the acoustic sensors, artificial acoustic excitation is created in the pipe and in the medium with frequencies lying in the range from f n to f in the filters.
Сигналы искусственного шумоизлучения принимают первым и вторым акустическими датчиками 1.1 и 1.2, первым - акустически изолированным от шума в среде, и вторым - принимающим шум в среде.The artificial noise signals are received by the first and second acoustic sensors 1.1 and 1.2, the first is acoustically isolated from noise in the medium, and the second is receiving noise in the medium.
С помощью фильтров 3.1 и 3.2 производят фильтрацию принятых сигналов искусственного шумоизлучения.Using filters 3.1 and 3.2, filter the received signals of artificial noise emission.
Фильтры выбраны так, чтобы обеспечить выделение шума струи из некоторого минимального повреждения, например, с диаметром D=5·10-3м. Максимум шума струи течи, вырывающейся из трубопровода, наблюдается при числе СтрухаляThe filters are selected so as to ensure that the noise of the jet is separated from a certain minimum damage, for example, with a diameter of D = 5 · 10 -3 m. The maximum noise of the jet of a leak escaping from the pipeline is observed at the Strouhal number
где f - частота в Гц, U - скорость истечения струи в м/с-1. Основная энергия шумоизлучения струи сосредоточена в диапазоне от fD=0,21 до where f is the frequency in Hz, U is the jet velocity in m / s -1 . The main noise energy of the jet is concentrated in the range from fD = 0.21 to
[А.Г.Мунин, М.А. Щепочкин. Спектр звуковой мощности дозвуковой струи. - Акуст журнал, том. XVIII, 1972, вып.2, с.292-298].[A.G. Munin, M.A. Shchepochkin. Sound power spectrum of a subsonic jet. - Acoust magazine, vol. XVIII, 1972, issue 2, p. 292-298].
Следовательно, нижнюю границу фильтра можно выбрать а верхнюю границу фильтра Therefore, the lower limit of the filter can be selected and the upper limit of the filter
Усиливают принятые датчиками 1.1 и 1.2 отфильтрованные сигналы с помощью усилителей 3.1 и 3.2, преобразуют их в цифровые сигналы с помощью АЦП 4.1 и 4.2.They amplify the filtered signals received by the sensors 1.1 and 1.2 with the help of amplifiers 3.1 and 3.2, and convert them into digital signals using the ADCs 4.1 and 4.2.
Определяют взаимный спектр этих сигналов где G0(f) - энергетический спектр искусственного шума на единичном расстоянии; t3,и - время задержки искусственного сигнала в среде, относительно сигнала, распространяющегося по трубе.The mutual spectrum of these signals is determined where G 0 (f) is the energy spectrum of artificial noise at a unit distance; t 3, and is the delay time of the artificial signal in the medium, relative to the signal propagating through the pipe.
Время задержки определяют по частотам нулевых значений действительной или мнимой частей взаимного спектра или в видеThe delay time is determined by the frequencies of zero values of the real or imaginary parts of the mutual spectrum or in the form
где Im[•], Re[•] - символы мнимой и действительной частей. where Im [•], Re [•] are symbols of the imaginary and real parts.
Определяют скорость распространения групповых волн, распространяющихся по трубопроводу. Учитывая, что время задержки между искусственно созданными сигналами: где, Стр, Сср - соответственно скорости распространения акустических волн по трубопроводу и в окружающей среде. По алгоритму в виде последовательности приведенных выше выражений (1), (2), (3), (4), (5), (6), (7), (8), (9) и при известных значениях Ro, t3 и Сcр нетрудно найти:The propagation velocity of the group waves propagating through the pipeline is determined. Given that the delay time between artificially generated signals: where, C Tr , C cp - respectively, the propagation velocity of acoustic waves through the pipeline and in the environment. According to the algorithm in the form of a sequence of the above expressions (1), (2), (3), (4), (5), (6), (7), (8), (9) and for known values of R o , t 3 and C cp it is easy to find:
что и осуществляется в блоке 6.which is carried out in block 6.
Прекращают излучение искусственного сигнала, ведут наблюдение за сигналами, принятыми датчиками 1.1 и 1 2, и при появлении сигналов течи производят процедуры дискретизации, фильтрации, усиления и взаимоспектральной обработки сигналов шума течи по той же процедуре, что и для сигналов искусственного излучения.The radiation of the artificial signal is stopped, the signals received by the sensors 1.1 and 1 2 are monitored, and when leak signals appear, they carry out the sampling, filtering, amplification, and cross-spectral processing of the leak noise signals according to the same procedure as for artificial radiation signals.
Определяют время задержки по частотам нулевых значений действительной или мнимой частей взаимного спектра или в видеThe delay time is determined by the frequencies of zero values of the real or imaginary parts of the mutual spectrum or in the form
где Im[•], Re[•] - символы мнимой и действительной частей.where Im [•], Re [•] are symbols of the imaginary and real parts.
Находят расстояние r до места течи по времени задержки t3 между акустическими сигналами, распространяющимися по трубе и в среде, в видеFind the distance r to the leak at the delay time t 3 between the acoustic signals propagating through the pipe and in the medium, in the form
Взаимоспектральный анализ осуществляется в блоке 5. Определение расстояния r выполняется по выражениям (10),(11),(12) в блоке 6. Данные о Стр и Сср заносятся в блок памяти 8. Результаты измерений значения г выводятся на индикатор 7. Блок управления 9 обеспечивает синхронизацию работы устройства.Cross-spectral analysis is carried out in block 5. The determination of the distance r is performed by the expressions (10), (11), (12) in block 6. Data on C mp and C cp are recorded in the memory block 8. The measurement results of the value of r are displayed on indicator 7. The control unit 9 provides synchronization of the operation of the device.
Построение блоков устройства известно из практики. Экранирование акустических датчиков известно, например, из книги В.Е.Глазанов. Экранирование гидроакустических антенн. -Л.: Судостроение, 1986. - 148 с.The construction of device blocks is known from practice. Shielding of acoustic sensors is known, for example, from the book of V.E. Glazanov. Shielding sonar antennas. -L.: Shipbuilding, 1986.- 148 p.
В качестве искусственного источника может быть использован электродинамический источник вибрации (смотрите, например, В.Е.Гольский. Виброакустика автомобиля. -М. Машиностроение, 1988. -с.73) или молоточковый излучатель - стандартный источник вибраций (ГОСТ 15116-79, стандарт ИСО 140).As an artificial source, an electrodynamic vibration source can be used (see, for example, V.E. Golsky. Automobile vibroacoustics. -M. Mechanical Engineering, 1988.-p.73) or a hammer emitter - a standard vibration source (GOST 15116-79, standard ISO 140).
Таким образом, заявленные способ и устройство реализуют требуемый технический результат.Thus, the claimed method and device realize the required technical result.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002102334/28A RU2249802C2 (en) | 2002-01-25 | 2002-01-25 | Method and device for detecting leakage site in pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002102334/28A RU2249802C2 (en) | 2002-01-25 | 2002-01-25 | Method and device for detecting leakage site in pipeline |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002102334A RU2002102334A (en) | 2003-10-10 |
RU2249802C2 true RU2249802C2 (en) | 2005-04-10 |
Family
ID=35612039
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002102334/28A RU2249802C2 (en) | 2002-01-25 | 2002-01-25 | Method and device for detecting leakage site in pipeline |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2249802C2 (en) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011068440A3 (en) * | 2009-12-04 | 2011-08-04 | Obschestvo S Ogranichennoi Otvetstvennostyu "Lb Sky Global" | Method of the pipeline characteristics determination (variants) and complex for its implementation and pipeline damage detection |
RU2477418C2 (en) * | 2010-11-09 | 2013-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Эл Би Скай Глобал" | Method of controlling fluid balance at pipeline section |
RU2477818C2 (en) * | 2010-11-09 | 2013-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Эл Би Скай Глобал" | Method for determining fluid medium inlet point to pipeline section |
RU2481525C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-05-10 | Вячеслав Васильевич Болынов | Method of obtaining and preprocessing of pipeline breakage noise signal for acoustic correlation diagnostics |
RU2484362C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-10 | Вячеслав Васильевич Болынов | Method of defining pipeline break spots by acoustic correlation diagnostics |
RU2503937C1 (en) * | 2012-08-15 | 2014-01-10 | Сергей Сергеевич Сергеев | Method to define distance to place of leakage of underground pipeline and device for its realisation |
RU2592741C1 (en) * | 2015-06-05 | 2016-07-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук (ТОИ ДВО РАН) | Hydroacoustic station for detection and location of gas leaks |
RU2620023C1 (en) * | 2016-08-09 | 2017-05-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОАС-СК" | Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation |
-
2002
- 2002-01-25 RU RU2002102334/28A patent/RU2249802C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011068440A3 (en) * | 2009-12-04 | 2011-08-04 | Obschestvo S Ogranichennoi Otvetstvennostyu "Lb Sky Global" | Method of the pipeline characteristics determination (variants) and complex for its implementation and pipeline damage detection |
RU2477418C2 (en) * | 2010-11-09 | 2013-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Эл Би Скай Глобал" | Method of controlling fluid balance at pipeline section |
RU2477818C2 (en) * | 2010-11-09 | 2013-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Эл Би Скай Глобал" | Method for determining fluid medium inlet point to pipeline section |
RU2481525C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-05-10 | Вячеслав Васильевич Болынов | Method of obtaining and preprocessing of pipeline breakage noise signal for acoustic correlation diagnostics |
RU2484362C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-10 | Вячеслав Васильевич Болынов | Method of defining pipeline break spots by acoustic correlation diagnostics |
RU2503937C1 (en) * | 2012-08-15 | 2014-01-10 | Сергей Сергеевич Сергеев | Method to define distance to place of leakage of underground pipeline and device for its realisation |
RU2592741C1 (en) * | 2015-06-05 | 2016-07-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук (ТОИ ДВО РАН) | Hydroacoustic station for detection and location of gas leaks |
RU2620023C1 (en) * | 2016-08-09 | 2017-05-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОАС-СК" | Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation |
WO2018030919A1 (en) * | 2016-08-09 | 2018-02-15 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОАС-СК" | Method for determining the site of a leak in a pipeline and device for the implementation thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP3732513B2 (en) | Pipe inspection | |
CN103154721B (en) | For using Doppler's spectrum to carry out the apparatus and method of lossless granule detection | |
Baik et al. | Acoustic attenuation, phase and group velocities in liquid-filled pipes: Theory, experiment, and examples of water and mercury | |
US5623421A (en) | Monitoring pressurized vessels for leaks, ruptures or hard hits | |
EP2195611B1 (en) | Acoustic thickness measurements using gas as a coupling medium | |
Zhang et al. | A magnetostrictive guided-wave nondestructive testing method with multifrequency excitation pulse signal | |
RU2249802C2 (en) | Method and device for detecting leakage site in pipeline | |
CN113567560A (en) | Ultrasonic guided wave-based damage detection method for pipeline with auxiliary structure | |
Alleyne et al. | The inspection of chemical plant pipework using Lamb waves: Defect sensitivity and field experience | |
EP2018552B1 (en) | Acoustic method and apparatus for detection and characterization of a medium | |
JP2006053134A (en) | Nondestructive evaluation device for pipe body, and nondestructive evaluation method therefor | |
CN1333265C (en) | Back-cupping method and device for sound emission source signal in sound emission detection technology | |
RU2345344C1 (en) | Method of control and diagnostics of pipeline state and device for its realisation | |
RU2002102334A (en) | The method of determining the location of a leak in the pipeline and a device for its implementation | |
JP3986049B2 (en) | Defect inspection method and defect inspection apparatus | |
RU2737226C1 (en) | Electromagnetic-acoustic introscope for diagnostic inspection of casing strings and tubing of wells | |
RU25943U1 (en) | DEVICE FOR DETERMINING A LEAK PLACE IN A PIPELINE | |
Liu et al. | AE source localization in a steel plate with the dispersive A0 mode based on the cross-correlation technique and time reversal principle | |
RU2620023C1 (en) | Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation | |
Zaghari et al. | Dispersion behavior of torsional guided waves in a small diameter steel gas pipe | |
RU2650747C1 (en) | Method and device for determining the location of the pipeline passage | |
RU2010227C1 (en) | Method of fixing location of acoustic emission sources in pipe-lines | |
GB2378756A (en) | Apparatus for detecting leaks in or determing the nature of a pipe. | |
Bertoncini et al. | Non-Invasive On-Line Monitoring for Nuclear Power Plants Using Guided Waves Propagating in Steel Pipes With Different Types of Structural Complexity | |
RU2282160C2 (en) | Method of measuring input complex acoustic impedance |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060126 |