RU2428622C2 - Complex for detection of pipeline damage - Google Patents
Complex for detection of pipeline damage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2428622C2 RU2428622C2 RU2009145001/06A RU2009145001A RU2428622C2 RU 2428622 C2 RU2428622 C2 RU 2428622C2 RU 2009145001/06 A RU2009145001/06 A RU 2009145001/06A RU 2009145001 A RU2009145001 A RU 2009145001A RU 2428622 C2 RU2428622 C2 RU 2428622C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sensors
- pipeline
- time
- complex
- pressure
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Программно-технический комплекс обнаружения повреждения трубопроводов «WaveControl» предназначен для охраны трубопроводов, проложенных как на суше, так и в водной среде. Обеспечивается обнаружение утечек в режиме реального времени.The software and hardware complex for detecting damage to pipelines WaveControl is designed to protect pipelines laid both on land and in the aquatic environment. Real-time leak detection is provided.
Известны средства обнаружения повреждения трубопроводов SU №№1308850, 1395966, 1710930, RU №№33223, 46579, 49253, 60721, 2181881, 2206817, 2249802, 2328020, US №№4289019, 4543817, 4858462, 5117676, 5333501, 5398542, 5531099, 5675506, 6530263, 6595038, 6668619, 6925881.Known means for detecting damage to pipelines SU No. 1308850, 1395966, 1710930, RU No. 3223, 46579, 49253, 60721, 2181881, 2206817, 2249802, 2328020, US No. 4298019, 4543817, 4858462, 5117676, 5333501, 5398542, 5398542 5675506, 6530263, 6595038, 6668619, 6925881.
Известна система обнаружения повреждения трубопровода, содержащая n акустических преобразователей, каждый из которых связан с одним из n усилителей, фильтров, аналого-цифровых преобразователей и адаптивных пороговых обнаружителей сигнала, а также блок управления, система содержит n предварительных усилителей и диагностических излучателей, каждый из которых конструктивно объединен с одним акустическим преобразователем с образованием n сигнальных датчиков повреждения, выполненных с возможностью установки непосредственно на трубопровод, а также n блоков автоматической регулировки усиления, микропроцессоров, приемников и передатчиков, аналоговых коммутаторов, магистральных приемопередающих блоков в составе магистральных приемников и магистральных передатчиков, каждый из которых конструктивно объединен с одним усилителем, полосовым фильтром, аналого-цифровым преобразователем и адаптивным пороговым обнаружителем сигнала с образованием n блоков обработки сигналов, а также центральный процессор, выполненный с возможностью осуществления функции управления, диагностики и обработки сигнальной информации посредством амплитудной и корреляционной обработки сигналов с двух соседних сигнальных датчиков повреждения, и мультипротокольный коммутационный узел, конструктивно объединенные с блоком управления в удаленное терминальное устройство (RU №46579).A known pipeline damage detection system comprising n acoustic transducers, each of which is associated with one of n amplifiers, filters, analog-to-digital converters and adaptive threshold signal detectors, as well as a control unit, the system contains n preliminary amplifiers and diagnostic emitters, each of which structurally combined with one acoustic transducer with the formation of n signal damage sensors configured to be installed directly on pipelines od, as well as n automatic gain control units, microprocessors, receivers and transmitters, analog switches, trunk transceiver units as part of trunk receivers and trunk transmitters, each of which is structurally combined with one amplifier, bandpass filter, analog-to-digital converter, and adaptive threshold detector signal with the formation of n signal processing units, as well as a central processor configured to implement a control function, the diagnosis iki and signal information processing means and the amplitude of the correlation processing of signals from two adjacent signaling damage sensors and multiprotocol switching unit structurally combined with a remote control unit in the terminal device (RU №46579).
Известен 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, причем прием акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода проводят в диапазоне частот f1, удовлетворяющему математическому соотношению f1<RC/0,61, <BR> 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 (RU №2181881).A known method of monitoring the tightness and determining the coordinates of the leak in the product pipeline, which consists in receiving acoustic signals at two points along the length of the product pipeline, detecting a leak, and then correlating the received acoustic signals, which determines the difference in the arrival times of acoustic signals and the coordinate of the leak, acoustic signals at two points along the length of the product pipeline are carried out in the frequency range f 1 satisfying the mathematical ratio f 1 <RC / 0.61, <BR> about ductwork; C is the speed of sound in the material of the product pipeline, in this case, before correlation processing of the received acoustic signals, discrete components in each of the signals are rejected, followed by spectral analysis of the latter and long-term spectral components are extracted from the obtained signal spectra for a duration exceeding 30 s and with an amplitude exceeding the background 3-6 dB, and according to the spectral components judge the presence of leaks (RU No. 2181881).
Известно устройство обнаружения 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, первый акустический датчик имеет акустический контакт с трубопроводом и акустически заэкранирован от акустических волн в окружающей трубопровод среде, а второй акустический акустически заэкранирован от акустических волн, "распространяющихся по трубопроводу, в устройство введены 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 скорости распространения групповых волн в трубопроводе и индикатор, также введен блок памяти скоростей распространения групповых волн в трубопроводе и в окружающей трубопровод среде, вход которого соединен со вторым выходом, а выход - со вторым входом блока вычисления расстояния и скорости распространения групповых волн в трубопроводе, также введен блок управления, синхровходы и синхровыходы которого соединены с аналого-цифровым преобразователем, 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 введен искусственный источник акустического сигнала, акустически связанный с первым акустическим датчиком по трубопроводу, а со вторым акустическим датчиком - по окружающей трубопровод среде (RU №2249802, прототип).A device is known for detecting a leak in a pipeline, including first and second receiving paths, each of which contains a first and second acoustic sensor respectively connected in series, an amplifier, a filter and an analog-to-digital converter, the first acoustic sensor has acoustic contact with the pipeline and is acoustically shielded from acoustic waves in the environment surrounding the pipeline, and the second acoustic is acoustically shielded from acoustic waves propagating through the pipeline into the device a cross-spectrum analyzer is connected in series, 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, a unit for calculating the distance and propagation velocity of group waves in the pipeline and an indicator, a memory block for the propagation velocities of group waves in the pipeline and in the environment surrounding the pipeline, the input of which is connected to the second output, and the output to the second input of the distance and velocity calculation unit group waves in the pipeline, a control unit has also been introduced, the sync inputs and sync outputs of which are connected to an analog-to-digital converter, with a reciprocal spectrum analyzer, with a unit for calculating the distance and propagation velocity of group waves in the pipeline, with a memory unit for the propagation velocities of group waves in the pipeline and the environment surrounding the pipeline and with an indicator, an artificial source of acoustic signal is also introduced, which is acoustically connected to the first acoustic sensor through the pipeline, and to the second nical sensor - Environment conduit (RU №2249802, prototype).
Недостатками известных комплексов является сложность конструкции, низкая точность и низкое быстродействие.The disadvantages of the known complexes are the design complexity, low accuracy and low speed.
Технической задачей изобретения является создание эффективного комплекс обнаружения повреждения трубопровода, а также расширение арсенала комплексов обнаружения повреждения трубопровода.An object of the invention is to create an effective complex for detecting damage to the pipeline, as well as expanding the arsenal of complexes for detecting damage to the pipeline.
Технический результат состоит в упрощении конструкции, повышение точности, надежности и быстродействия за счет обнаружения утечки на этапе ее возникновения в режиме реального времени.The technical result consists in simplifying the design, increasing accuracy, reliability and speed by detecting leaks at the stage of its occurrence in real time.
Сущность изобретения состоит в том, что комплекс обнаружения повреждения трубопровода содержит датчики давления с временем срабатывания не более 1 мсек, попарно установленные по концам контролируемого участка трубопровода, локальные программируемые логические синхронизованные посредством датчиков временных меток контроллеры, каждый из которых подключен к двум соседним датчикам в паре, размещенной на одном конце контролируемого участка трубопровода, датчику временных меток и, через линии связи, к центральному контроллеру 6, соединенному линией связи с персональным компьютером оператораThe essence of the invention lies in the fact that the complex for detecting damage to the pipeline contains pressure sensors with a response time of not more than 1 ms, paired at the ends of the monitored section of the pipeline, local programmable logic controllers synchronized by time stamp sensors, each of which is connected to two adjacent sensors in pairs located at one end of the monitored section of the pipeline, the time stamp sensor and, through communication lines, to the Central controller 6, is connected th line of communication with the personal computer operator
Предпочтительно соседние датчики давления располагаются на расстоянии от 200 до 400 м друг от друга, при этом один из них является внутренним по отношению к контролируемому участку, а другой - внешним.Preferably, adjacent pressure sensors are located at a distance of 200 to 400 m from each other, with one of them being internal to the area being monitored and the other external.
При этом каждый локальный контроллер с датчиком временных меток размещен в локальном приборном узле, расположенном в зоне пары датчиков давления, а центральный контроллер с датчиком временных меток и персональным компьютером оператора - в центральном приборном узле, удаленном от зон датчиков давления, при этом все контроллеры комплекса, а также центральный компьютер соединены между собой по сети Интернет.Moreover, each local controller with a time stamp sensor is located in a local device node located in the zone of a pair of pressure sensors, and the central controller with a time stamp sensor and a personal computer of the operator are located in a central device node remote from the pressure sensor zones, all the controllers of the complex , as well as the central computer are interconnected via the Internet.
Логические контроллеры синхронизированы по времени с помощью датчиков временных меток, выполненных в виде GPS приемников, а локальные программируемые логические контроллеры выполнены с возможностью фильтрации и выявления характерных трендов падения давления в виде последовательности значений давления во времени, а центральный компьютер выполнен с возможностью определения координаты места расположения утечки в соответствии с соотношением:Logic controllers are synchronized in time using time stamp sensors made in the form of GPS receivers, and local programmable logic controllers are capable of filtering and identifying characteristic trends in pressure drop in the form of a sequence of pressure values over time, and the central computer is configured to determine the location coordinates leakage in accordance with the ratio:
L=0,5·[(L1+L2)-C·(T2-T1)],L = 0.5 · [(L1 + L2) -C · (T2-T1)],
где L - координата места расположения утечки, м; L1, L2 -координаты каждой из пар датчиков, м; Т1, Т2 - временные метки событий падения давления на каждой из пар датчиков, сек; С - скорость звука в транспортируемом продукте, м/сек.where L is the coordinate of the location of the leak, m; L1, L2 - coordinates of each of the pairs of sensors, m; T1, T2 - time stamps of pressure drop events on each of the pairs of sensors, sec; C is the speed of sound in the transported product, m / s.
На чертеже изображена схема комплекса обнаружения повреждения трубопровода.The drawing shows a diagram of a complex for detecting damage to the pipeline.
Комплекс обнаружения повреждения трубопровода содержит две пары датчиков 2 давления на трубопроводе 1, установленных парами на расстоянии 200-400 метров между соседними датчиками 2 в каждой паре, локальные программируемые логические контроллеры 3, датчики временных меток в виде GPS приемников 4, линии 5 связи, центральные контроллеры 6 и автоматизированные рабочие места 7 операторов (персональные компьютеры 7). Датчика 2 выполнены с временем срабатывания не более 1 мсек (миллисекунд). Пары датчиков 2 располагаются на границах контролируемого (охраняемого) участка трубопровода 1, расстояние между соседними датчиками 2 в каждой паре составляет 200-400 м. Один из датчиков 2 в каждой паре является внутренним по отношению к охраняемому участку, а другой - внешним. Таким образом, комплекс состоит из трех узлов - двух локальных и одного центрального. Локальные узлы размещаются на границах контролируемого (охраняемого) участка трубопровода 1, центральный узел - в диспетчерском пункте. Локальные контроллеры 3, их GPS приемники 4 и датчики 2 давления относятся к локальным узлам; центральный контроллер 6, его датчик временных меток в виде приемника GPS (не изображен), и персональным компьютером 7 оператора АРМ - к центральному). Все три контроллера 3, 6 комплекса, а также компьютер 7 соединены между собой по сети Интернет (Ethernet).The pipeline damage detection complex contains two pairs of pressure sensors 2 on the pipeline 1, installed in pairs at a distance of 200-400 meters between adjacent sensors 2 in each pair, local programmable logic controllers 3, time stamp sensors in the form of GPS receivers 4, communication lines 5, central controllers 6 and workstations of 7 operators (personal computers 7). Sensor 2 is made with a response time of not more than 1 ms (milliseconds). The pairs of sensors 2 are located at the boundaries of the monitored (protected) section of the pipeline 1, the distance between adjacent sensors 2 in each pair is 200-400 m. One of the sensors 2 in each pair is internal to the protected section, and the other is external. Thus, the complex consists of three nodes - two local and one central. Local nodes are located at the borders of the monitored (guarded) section of pipeline 1, and the central node is located in the control room. Local controllers 3, their GPS receivers 4 and pressure sensors 2 relate to local nodes; the central controller 6, its time stamp sensor in the form of a GPS receiver (not shown), and the personal computer 7 of the AWP operator to the central one). All three controllers 3, 6 of the complex, as well as computer 7 are interconnected via the Internet (Ethernet).
Представленные в блок-схеме на уровне функционального обобщения составные - контроллеры 3, 6 и компьютер 7 с заданными функциональными возможностями относятся к цифровым комбинационным автоматам, для которых известны методы синтеза их структуры по содержательному описанию функции (сведениям о функциях, изложенным в описании), т.е. они могут быть синтезированы с помощью известных правил и методов, с помощью которых автоматическое устройство может быть получено по предъявляемым к нему требованиям.The components presented in the flowchart at the level of functional generalization - controllers 3, 6 and computer 7 with given functional capabilities belong to digital combinational machines, for which methods for synthesizing their structure according to the meaningful description of the function (information about the functions described in the description) are known, t .e. they can be synthesized using well-known rules and methods by which an automatic device can be obtained according to the requirements for it.
Комплекс обнаружения повреждения трубопроводов работает следующим образом.Complex detection of damage to pipelines works as follows.
При отсутствии нарушений локальные контроллеры 3 периодически передают в центр 6 контрольные сообщения о своей работоспособности. Все три контроллера 3, 6 комплекса, а также компьютер 7 обмениваются информацией между собой по сети Интернет (Ethernet) по протоколу TCP/IP.In the absence of violations, the local controllers 3 periodically transmit control messages to the center 6 about their performance. All three controllers 3, 6 of the complex, as well as computer 7, exchange information with each other via the Internet (Ethernet) via TCP / IP.
При этом передаются сигналы времени от GPS приемников 4 и параметры режима, получаемы от датчиков 2. Данные синхронизируются посредством GPS.In this case, time signals are transmitted from GPS receivers 4 and mode parameters received from sensors 2. Data is synchronized via GPS.
Центральный контроллер 6 использует эти сообщения для отображения на мониторе компьютера 7, показывающем состояние контроллеров 3 и текущие параметры режима. Если периодическое сообщение от локального контроллера 3 не будет получено вовремя, то центральный контроллер 6 зафиксирует отказ соответствующего локального узла и отобразит тревожный сигнал на мониторе компьютера 7.The central controller 6 uses these messages to be displayed on the computer monitor 7, showing the status of the controllers 3 and the current mode parameters. If a periodic message from the local controller 3 is not received on time, then the central controller 6 will record the failure of the corresponding local node and display an alarm on the computer monitor 7.
Работа комплекса по обнаружению повреждения основана на использование методов распознавания и фиксирования падения давления, сопутствующему процессу утечки продукта из трубопровода. Сигнал от утечки распространяется в обоих направлениях по трубопроводу и далее регистрируется датчиками 2. Фиксация события утечки определяется в момент поступления сигналов от двух смежных датчиков 2. При этом последними определяется наличие падения давления с некоторым временным интервалом. Для каждого такого события сопоставляется метка времени. Решение о том, что факт утечки произошел, принимает центральный контроллер 6 на основании информации, полученной от локальных контроллеров 3.The work of the damage detection complex is based on the use of methods for recognizing and recording the pressure drop associated with the process of product leakage from the pipeline. The leakage signal propagates in both directions through the pipeline and then is recorded by the sensors 2. The detection of the leakage event is determined at the moment of the signal from two adjacent sensors 2. The last one determines the presence of a pressure drop with a certain time interval. For each such event, a time stamp is mapped. The decision that a leak has occurred is made by the central controller 6 based on the information received from the local controllers 3.
Для отсеивания случайных колебаний давления результаты замеров программно фильтруются. Для этого к потоку значений давлений применяется стандартный медианный фильтр (медианный фильтр - это широко известный математический инструмент обработки данных, как то: интеграл, дифференциал, среднее арифметическое и т.п.) Получаемые тренды давления (тренд давления - это последовательность значений давления во времени) сравниваются с трендами, характерными для утечек (для утечки характерно падение давления, а не его колебания) и при высокой степени подобия принимается решение о появлении утечки. Событию утечки присваивается локальным контроллером 3 временная метка, получаемая от GPS датчика 4, и оно отсылается в центральный контроллер 6. В последнем потоки событий от локальных контроллеров 3 регистрируются, упорядочиваются в порядке возрастания по времени и обрабатываются (сопоставляются). В результате сопоставления выявляются пары локальных событий утечек, причиной которых может быть один источник внутри охраняемого участка трубопровода 1.To filter out random pressure fluctuations, the measurement results are filtered by software. To do this, a standard median filter is applied to the pressure value stream (the median filter is a well-known mathematical tool for data processing, such as: integral, differential, arithmetic mean, etc.) The resulting pressure trends (pressure trend is a sequence of pressure values over time ) are compared with the trends characteristic of leaks (a leak is characterized by a drop in pressure rather than its fluctuation) and, with a high degree of similarity, a decision is made on the occurrence of a leak. The leak event is assigned by the local controller 3 the time stamp received from the GPS sensor 4, and it is sent to the central controller 6. In the latter, the event flows from the local controllers 3 are recorded, sorted in ascending order of time and processed (compared). As a result of the comparison, pairs of local leak events are detected, the cause of which may be a single source inside the protected section of the pipeline 1.
Условия регистрации утечки: два локальных контроллера 3 обнаружили сигнал утечки, источник поступления сигнала расположен в защищенном сегменте (контролируемом участке) трубопровода 1. В каждой паре датчиком 2 производится сравнение моментов срабатывания датчиков 2 давления, связанных с локальными контроллерами, 3, синхронизируемых по времени посредством GPS приемника 4. Полученные сигналы идентифицируются как сигналы утечки при помощи соответствующих признаков 1) падение давления на заданную величину, 2) направление движения волны падения давления изнутри, т.е. сначала давление падает на внутреннем датчике 2 в паре, а затем - на внешнем, по результатам вышеизложенной обработки данных в центральном контроллере.Leakage registration conditions: two local controllers 3 detected a leakage signal, the signal source is located in a protected segment (monitored area) of pipeline 1. In each pair, sensor 2 compares the response times of pressure sensors 2 associated with local controllers, 3, time-synchronized by GPS receiver 4. The received signals are identified as leakage signals using the appropriate signs 1) pressure drop by a predetermined value, 2) direction of movement of the wave of fall I pressure from the inside, i.e. first, the pressure drops on the internal sensor 2 in pairs, and then on the external, according to the results of the above data processing in the central controller.
Датчики 2 периодически измеряют давление и передают его на контроллер 3, который анализирует тренды давления и обнаруживает понижение давления, сопутствующее началу утечки. Такому событию сопоставляется метка времени, получаемая от GPS приемника 4. Локальный контроллер 3 проверяет направление движения волны падения давления по меткам времени таких событий от пары соседних датчиков 2 давления. Если событие понижения давления от внутреннего датчика 2 произошло раньше, чем аналогичное событие от внешнего, то локальный контроллер 3 передает информацию о падении давления на центральный ПЛК 6. В передаваемый информационный пакет входят данные о времени события и давлении на датчиках 2.The sensors 2 periodically measure the pressure and transmit it to the controller 3, which analyzes the pressure trends and detects a decrease in pressure associated with the start of the leak. A time stamp received from the GPS receiver 4 is associated with such an event. The local controller 3 checks the direction of movement of the pressure drop wave against the time stamps of such events from a pair of adjacent pressure sensors 2. If the event of a decrease in pressure from the internal sensor 2 occurred earlier than a similar event from the external one, then the local controller 3 transmits information about the pressure drop to the central PLC 6. The transmitted information packet includes data on the time of the event and pressure on the sensors 2.
Всем этим обеспечивается высокая точность и надежность обнаружения утечки при исключении ошибочных срабатываний при текущих колебаниях давления.All this ensures high accuracy and reliability of leak detection while eliminating false alarms during current pressure fluctuations.
Центральным контроллером 6 осуществляется сбор сообщений от локальных контроллеров 3, содержащих метки времени падений давления и другую информацию о режиме на участке размещения локальных узлов. Он проводит вычисления возможного положения (координаты) повреждения (утечки) относительно одного из концов контролируемого участка по соотношению:The central controller 6 collects messages from local controllers 3 containing timestamps of pressure drops and other information about the mode at the location of local nodes. He calculates the possible position (coordinate) of damage (leakage) relative to one of the ends of the monitored area according to the ratio:
L=0,5·[(L1+L2)-C·(T2-T1)],L = 0.5 · [(L1 + L2) -C · (T2-T1)],
где L - координата места расположения повреждения (утечки), м;where L is the coordinate of the location of the damage (leak), m;
L1, L2 - координаты 1-го и 2-го локальных узлов (каждой из пар датчиков), м;L1, L2 - coordinates of the 1st and 2nd local nodes (each of the pairs of sensors), m;
Т1, Т2 - временные метки событий падения давления на 1-м и 2-м локальных узлах (каждой из пар датчиков), сек;T1, T2 - time stamps of events of pressure drop at the 1st and 2nd local nodes (each of the pairs of sensors), sec;
С - скорость звука в транспортируемом текучем продукте, м/сек.C is the speed of sound in the transported fluid product, m / s.
Пример результатов обработки информацииExample of information processing results
Если L1=10000 M, L2=20000 м, С=1000 м/сек, Т1=01.01.2009, 12 ч 00 м 00 сек, Т2=01.01.2009, 12 ч 00 м 02 сек.If L1 = 10000 M, L2 = 20,000 m, C = 1000 m / s, T1 = 01.01.2009, 12 h 00 m 00 s, T2 = 01.01.2009, 12 h 00 m 02 sec.
То подстановкой в указанное выше соотношение получаем L=0,5·(30000-1000·2)=14000 м.Then, by substituting into the ratio indicated above, we obtain L = 0.5 · (30000-1000 · 2) = 14000 m.
При этом L, L1 и L2 отсчитываются от одного из концов контролируемого участка.In this case, L, L1 and L2 are counted from one of the ends of the controlled area.
Таким образом, комплексом контролируется волна падения давления и направление ее движения, и тем самым фиксируются акустические шумы, сопутствующие процессу утечки продукта из трубопровода.Thus, the complex controls the pressure drop wave and the direction of its movement, and thereby the acoustic noises accompanying the process of product leakage from the pipeline are recorded.
В предлагаемом программно-техническом комплексе применяются датчики 2 давления совместно с быстродействующими программируемыми логическими контроллерами 3, 6, синхронизованными посредством GPS датчиков 4. В этих контроллерах 3, 6 проводится анализ обнаружения характерных флуктуации тренда давления. По результатам сопоставления зафиксированных событий падений давления на локальных узлах в центральном узле автоматически принимается решение о наличии утечки на охраняемом участке и вычисляется координата ее расположения.In the proposed hardware and software complex, pressure sensors 2 are used in conjunction with high-speed programmable logic controllers 3, 6 synchronized by GPS sensors 4. In these controllers 3, 6, an analysis is made of the detection of characteristic fluctuations in the pressure trend. Based on the results of comparing the recorded events of pressure drops at local nodes in the central node, a decision is automatically made about the presence of a leak in the protected area and the coordinate of its location is calculated.
Компьютер 7 отображает события утечек на мониторе в виде сообщений, содержащих информацию о времени события, его положения и режиме трубопровода 1 в этот момент. Сообщение об утечке отображается на мониторе в наглядном виде, привлекающем внимание оператора цветом и миганием. Оператор должен зафиксировать это сообщение и принять меры, согласно его должностной инструкции.Computer 7 displays leakage events on the monitor in the form of messages containing information about the time of the event, its position and the mode of pipeline 1 at that moment. A leak message is displayed on the monitor in a visual form, attracting the operator’s attention with color and blinking. The operator must record this message and take measures in accordance with his job description.
По результатам обнаружения утечки делаются соответствующие записи в журнале диспетчера и принимаются другие меры, согласно положению эксплуатирующей организации.Based on the results of leak detection, appropriate entries are made in the dispatcher’s log and other measures are taken in accordance with the regulations of the operating organization.
Таким образом, создан эффективный комплекс обнаружения повреждения трубопроводов, а также расширен арсенал комплексов обнаружения повреждения трубопроводов.Thus, an effective complex for detecting damage to pipelines was created, and the arsenal of complexes for detecting damage to pipelines was expanded.
При этом обеспечивается упрощение конструкции, повышение точности надежности и быстродействия за счет обнаружения утечки на этапе возникновения в режиме реального времени.This simplifies the design, improves the accuracy of reliability and performance by detecting leaks at the stage of occurrence in real time.
Claims (5)
L=0,5·(L1+L2)-C·(T2-T1)],
где L - координата места расположения повреждения, м;
L1, L2 - координаты каждой из пар датчиков, м; T1, T2 - временные метки событий падения давления на каждой из пар датчиков, с; С - скорость звука в транспортируемом продукте, м/с. 5. The complex according to any one of claims 1, 2, characterized in that the local programmable logic controllers are configured to filter and identify characteristic trends in pressure drop in the form of a sequence of pressure values over time, and the central computer is configured to determine the coordinates of the leak location in according to the ratio
L = 0.5 · (L1 + L2) -C · (T2-T1)],
where L is the coordinate of the location of the damage, m;
L1, L2 - coordinates of each of the pairs of sensors, m; T1, T2 - time stamps of pressure drop events on each of the pairs of sensors, s; C is the speed of sound in the transported product, m / s.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009145001/06A RU2428622C2 (en) | 2009-12-04 | 2009-12-04 | Complex for detection of pipeline damage |
| PCT/RU2010/000728 WO2011068440A2 (en) | 2009-12-04 | 2010-12-03 | Method of the pipeline characteristics determination (variants) and complex for its implementation and pipeline damage detection |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009145001/06A RU2428622C2 (en) | 2009-12-04 | 2009-12-04 | Complex for detection of pipeline damage |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009145001A RU2009145001A (en) | 2011-06-10 |
| RU2428622C2 true RU2428622C2 (en) | 2011-09-10 |
Family
ID=44736403
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009145001/06A RU2428622C2 (en) | 2009-12-04 | 2009-12-04 | Complex for detection of pipeline damage |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2428622C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107817077A (en) * | 2017-09-30 | 2018-03-20 | 上海邦芯物联网科技有限公司 | A kind of pipeline sound velocity determination system and method |
| RU2789793C1 (en) * | 2022-08-02 | 2023-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Method for determining the linear coordinate of the place of occurrence of a leak in a pipeline |
-
2009
- 2009-12-04 RU RU2009145001/06A patent/RU2428622C2/en active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107817077A (en) * | 2017-09-30 | 2018-03-20 | 上海邦芯物联网科技有限公司 | A kind of pipeline sound velocity determination system and method |
| RU2789793C1 (en) * | 2022-08-02 | 2023-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Method for determining the linear coordinate of the place of occurrence of a leak in a pipeline |
| 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 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009145001A (en) | 2011-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8665101B2 (en) | System method and device for leak detection and localization in a pipe network | |
| JP2878804B2 (en) | Piping abnormality monitoring device | |
| CN106704834A (en) | Device and method for infrasonic monitoring and pipe leakage positioning | |
| JPH11201859A (en) | Method for detecting leak in pipe by frequency band division | |
| SE0101526L (en) | System, device and method for diagnosing flow processes | |
| KR20090010430A (en) | Apparatus for detecting mechanical trouble | |
| KR20130108033A (en) | Method and system for monitoring fire based on detection of sound field variation | |
| GB2591658A (en) | Smart sewer system | |
| CN101360980B (en) | Method and device for detecting the position of a pulsed mechanical effect on a plant component | |
| ATE128763T1 (en) | METHOD AND DEVICE FOR MEASURING FLOW VELOCITY OF GASES AND/OR VALUES DERIVED THEREOF. | |
| CN103852338A (en) | Abnormal noise fault detection method for air purifier | |
| RU2428622C2 (en) | Complex for detection of pipeline damage | |
| WO2011068440A2 (en) | Method of the pipeline characteristics determination (variants) and complex for its implementation and pipeline damage detection | |
| KR100888320B1 (en) | Iternal valve leak diagnosis apparatus and method the same | |
| US4972178A (en) | Fire monitoring system | |
| KR101654791B1 (en) | acoustics and vibration complex sensing unit for defect of plant and defect diagnostics system for high pressure pipe | |
| JP3014201B2 (en) | Bearing abnormality prediction device | |
| CN112594559A (en) | Submarine oil pipeline leakage monitoring system and method | |
| RU46579U1 (en) | PIPELINE DAMAGE DETECTION SYSTEM | |
| JP3718740B2 (en) | Water leak detection method and water leak detection system for water distribution pipe | |
| JP2020193858A (en) | Vibration measurement device, vibration measurement method, and vibration measurement program | |
| JP3571949B2 (en) | Diagnostic device for diagnosing abnormalities of equipment provided on a moving body | |
| JPH09282581A (en) | Method and device for detecting vehicle accident inside tunnel | |
| CN108257364B (en) | Method for improving alarm reliability of distributed optical fiber monitoring system | |
| JP2005106288A (en) | Piping system discriminating method and system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20170321 |
|
| RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20170927 |