RU2650747C1 - Method and device for determining the location of the pipeline passage - Google Patents
Method and device for determining the location of the pipeline passage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2650747C1 RU2650747C1 RU2017104283A RU2017104283A RU2650747C1 RU 2650747 C1 RU2650747 C1 RU 2650747C1 RU 2017104283 A RU2017104283 A RU 2017104283A RU 2017104283 A RU2017104283 A RU 2017104283A RU 2650747 C1 RU2650747 C1 RU 2650747C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic
- pipeline
- location
- sensor
- passage
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000005311 autocorrelation function Methods 0.000 claims abstract description 43
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000005314 correlation function Methods 0.000 claims description 45
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 13
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 13
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 108010076504 Protein Sorting Signals Proteins 0.000 description 8
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 3
- 238000010183 spectrum analysis Methods 0.000 description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000009527 percussion Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/001—Acoustic presence detection
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/04—Analysing solids
- G01N29/045—Analysing solids by imparting shocks to the workpiece and detecting the vibrations or the acoustic waves caused by the shocks
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/44—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor
- G01N29/50—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor using auto-correlation techniques or cross-correlation techniques
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY
Изобретение относится к измерительной техники и может быть использовано для поиска места прохождения и глубины трубопроводов водоснабжения и теплосети, газо- и нефтепроводов, находящихся под землей.The invention relates to measuring equipment and can be used to search for the passage and depth of pipelines for water supply and heating, gas and oil pipelines located underground.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
Известен способ и устройство определения положения подземного трубопровода, раскрытый в WO 99/64886 A1, опубл. 16.12.1999. Известный способ включает следующие стадии: (а) передачу периодического акустического сигнала вдоль трубы; (б) прием акустического сигнала по крайней мере в трех местах, по крайней мере, два из этих мест расположены на противоположных сторонах трубы, с последующим определение относительной фазы акустического сигнала, принимаемого в каждом из принимающих мест; (с) вычисление положения подземного трубопровода на основе фазовых измерений. Устройство определения положения подземного трубопровода включает источник создания периодического акустического сигнала в трубе, акустические датчики и средство обработки акустических сигналов.A known method and device for determining the position of an underground pipeline, disclosed in WO 99/64886 A1, publ. 12/16/1999. The known method includes the following stages: (a) transmitting a periodic acoustic signal along the pipe; (b) receiving an acoustic signal in at least three places, at least two of these places are located on opposite sides of the pipe, followed by determining the relative phase of the acoustic signal received at each of the receiving places; (c) calculating the position of the underground pipeline based on phase measurements. The device for determining the position of an underground pipeline includes a source for generating a periodic acoustic signal in the pipe, acoustic sensors and means for processing acoustic signals.
Недостатком известного способа является высокая погрешность при определении места положения трубопровода на основе уровня акустического сигнала, т.к. точность измерения зависит от способа установки акустического датчика на грунт, величины заглубления штырей датчика в грунт, наличия посторонних помех, а также сложно выделить слабые акустические сигналы из помех. Кроме того, поиск трубопровода по изменению фазы акустического сигнала за счет быстрого затухания сигнала в узкой полосе частот ограничивает данный метод по расстоянию и глубине залегания трубопровода. Также, акустический сигнал, при передаче по трубопроводу претерпевает сильные искажения, т.к. передается по многофазной среде, в результате происходят переотражения сигнала. Вследствие чего значения фазы сильно искажено. При малых сигналах данный способ будет иметь большие погрешности.The disadvantage of this method is the high error in determining the position of the pipeline based on the level of the acoustic signal, because the accuracy of the measurement depends on the method of installing the acoustic sensor on the ground, the amount of penetration of the sensor pins into the ground, the presence of extraneous interference, and it is also difficult to distinguish weak acoustic signals from interference. In addition, the search for the pipeline by changing the phase of the acoustic signal due to the fast attenuation of the signal in a narrow frequency band limits this method by the distance and depth of the pipeline. Also, the acoustic signal, when transmitted through the pipeline, undergoes strong distortion, because transmitted over a multiphase medium, as a result, signal re-reflections occur. As a result, the phase value is greatly distorted. With small signals, this method will have large errors.
Кроме того, из уровня техники известен способ и устройство определения расположения трубопровода (прототип), раскрытый в RU 120785 U1, опубл. 27.09.2012. Способ определения расположения трубопровода включает возбуждение акустических колебаний в трубопроводе, расположение двух пьезоэлектрических датчиков на грунте в предполагаемом месте прохождения трубопровода, прием акустических сигналов датчиками, перенос датчиков на новое место наиболее вероятного прохождения трубопровода, повторный прием акустических сигналов, повторение операций перемещения датчиков и приема акустических сигналов необходимое количество раз, с последующим определением места расположения трубопровода на основе минимальной разности акустических сигналов с двух датчиков. Устройство определения расположения трубопровода содержит вычислитель разности вибросигналов и два чувствительных элемента, расположенных вдоль горизонтальной плоскости на расстоянии друг от друга. Устройство содержит две телескопические штанги, тележку, имеющую люльку, при этом чувствительные элементы выполнены в виде пьезоэлектрических датчиков, закрепленных на штырях, имеющих рукоять, и установлены на концах телескопических штанг с возможностью регулирования расстояния между ними, а сами телескопические штанги закреплены на тележке, причем на люльке размещен вычислитель разности вибросигналов, соединенный с пьезоэлектрическими датчиками, а на концах телескопических штанг закреплены фиксирующие кольца, в которых коаксиально установлены штыри с пьезоэлектрическими датчиками.In addition, the prior art method and device for determining the location of the pipeline (prototype), disclosed in RU 120785 U1, publ. 09/27/2012. The method of determining the location of the pipeline includes the excitation of acoustic vibrations in the pipeline, the location of two piezoelectric sensors on the ground in the proposed place of passage of the pipeline, the reception of acoustic signals by sensors, the transfer of sensors to a new location of the most probable passage of the pipeline, the repeated reception of acoustic signals, the repetition of the operations of moving sensors and receiving acoustic signals the required number of times, with subsequent determination of the location of the pipeline on the main Beyond the minimum difference in acoustic signals from two sensors. The device for determining the location of the pipeline contains a calculator of the difference of vibration signals and two sensing elements located along a horizontal plane at a distance from each other. The device contains two telescopic rods, a trolley having a cradle, and the sensitive elements are made in the form of piezoelectric sensors mounted on pins having a handle and are mounted at the ends of the telescopic rods with the possibility of adjusting the distance between them, and the telescopic rods themselves are mounted on the trolley, on the cradle there is a calculator of the difference of vibration signals connected to piezoelectric sensors, and at the ends of the telescopic rods fixing rings are fixed in which coaxial Pins fitted with piezoelectric sensors.
Недостатком раскрытого выше технического решения является высокая погрешность при определении места положения трубопровода на основе уровня акустического сигнала, т.к. точность измерения зависит от способа установки акустического датчика на грунт, величины заглубления штырей датчика в грунт, наличия посторонних помех. Кроме того, сложно выделить слабые акустические сигналы из помех.The disadvantage of the above technical solution is the high error in determining the position of the pipeline based on the level of the acoustic signal, because the measurement accuracy depends on the method of installing the acoustic sensor on the ground, the depth of penetration of the sensor pins into the ground, the presence of extraneous interference. In addition, it is difficult to distinguish weak acoustic signals from interference.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Задачей заявленной группы изобретений является разработка способа и устройства определения места прохождения трубопровода.The task of the claimed group of inventions is to develop a method and device for determining the passage of the pipeline.
Техническим результатом заявленной группы изобретения является повышение точности и снижение трудоемкости измерений.The technical result of the claimed group of the invention is to increase accuracy and reduce the complexity of measurements.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ определения места прохождения трубопровода включает следующие этапы:The specified technical result is achieved due to the fact that the method for determining the passage of the pipeline includes the following steps:
a) Установка по крайней мере одного акустического датчика на грунт в предполагаемом месте прохождения трубопровода;a) Installation of at least one acoustic sensor on the ground at the intended location of the pipeline;
b) Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе на произвольном расстоянии по крайней мере от одного акустического датчика;b) Forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline at an arbitrary distance from at least one acoustic sensor;
c) Прием акустического сигнала от источника акустического сигнала акустическим датчиком;c) Reception of an acoustic signal from an acoustic signal source by an acoustic sensor;
d) Обработка акустического сигнала с определением последовательности акустических сигналов;d) Acoustic signal processing to determine the sequence of acoustic signals;
e) Обработка последовательности акустических сигналов методами автокорреляции и определение амплитуды пиков автокорреляционной функции;e) Processing the sequence of acoustic signals by autocorrelation methods and determining the amplitude of the peaks of the autocorrelation function;
f) Определение максимального значения амплитуды пиков автокорреляционной функции из определенных значений амплитуды пиков автокорреляционной функции на этапе «е»;f) Determining the maximum value of the amplitude of the peaks of the autocorrelation function from the determined values of the amplitude of the peaks of the autocorrelation function in step "e";
g) Перестановка по крайней мере одного датчика на новое место наиболее вероятного прохождения трубопровода;g) Relocation of at least one sensor to a new location of the most probable passage of the pipeline;
h) Повторение этапов «с»-«f» необходимое количество раз;h) Repeating steps “c” to “f” as many times as necessary;
i) Определение места прохождения трубопровода по месту установки датчика, с которого получено максимальное значение амплитуды пика автокорреляционной функции.i) Determination of the place of passage of the pipeline at the place of installation of the sensor, from which the maximum amplitude value of the peak of the autocorrelation function was obtained.
При использовании более одного акустического датчика, установленных на известном расстоянии друг от друга, место прохождения трубопровода определяют по месту установки акустического датчика, с которого получено максимальное значение амплитуды пика автокорреляционной функции.When using more than one acoustic sensor installed at a known distance from each other, the passage of the pipeline is determined by the installation location of the acoustic sensor, from which the maximum amplitude value of the peak of the autocorrelation function is obtained.
При использовании более одного акустических датчиков, установленных на известном расстоянии друг от друга, в случае снижения наибольшего максимального значения амплитуды пика автокорреляционной функции на одном из акустических датчиков, при перестановке акустических датчиков на новое место наиболее вероятного прохождения трубопровода, осуществляют корреляционную обработку принятых акустических сигналов с акустических датчиков, с последующим определением места нахождения пиков корреляционной функции, при этом место прохождения трубопровода определяют по рассчитанному отклонению от акустических датчиков на основе расчета корреляционной функции и места нахождения пика корреляционной функции.When using more than one acoustic sensor installed at a known distance from each other, if the maximum maximum amplitude amplitude of the autocorrelation function decreases at one of the acoustic sensors, when the acoustic sensors are moved to a new place of the most probable passage of the pipeline, the received signals are correlated with acoustic sensors, with subsequent determination of the location of the peaks of the correlation function, while the passage of t the piping is determined by the calculated deviation from the acoustic sensors based on the calculation of the correlation function and the location of the peak of the correlation function.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется с помощью генератора, соединенного со средством создания акустических сигналов путем механического удара по поверхности трубопровода.Forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is carried out using a generator connected to means for generating acoustic signals by mechanical shock on the surface of the pipeline.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется с помощью генератора, соединенного со средством создания акустических сигналов путем создания акустического сигнала пьезоизлучателем и передачи сигнала через волновод на поверхность трубопровода.The forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is carried out using a generator connected to the means for generating acoustic signals by creating an acoustic signal by a piezo emitter and transmitting the signal through a waveguide to the surface of the pipeline.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется с помощью генератора, соединенного со средством создания акустических сигналов путем создания гидромеханических импульсов в жидкости, протекающей в трубопроводе.The forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is carried out using a generator connected to a means of generating acoustic signals by creating hydromechanical pulses in the fluid flowing in the pipeline.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ определения места прохождения трубопровода, включающий следующие этапы:The specified technical result is achieved due to the fact that the method of determining the passage of the pipeline, comprising the following steps:
a) Установка по крайней мере двух акустических датчиков на грунт на известном расстоянии друг от друга, по разные стороны от оси предполагаемого места прохождения трубопровода;a) Installation of at least two acoustic sensors on the ground at a known distance from each other, on different sides from the axis of the intended passage of the pipeline;
b) Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе на произвольном расстоянии по крайней мере от одного акустического датчика;b) Forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline at an arbitrary distance from at least one acoustic sensor;
c) Прием акустического импульсного сигнала от источника акустического сигнала акустическими датчиками;c) Acoustic pulse signal reception from the acoustic signal source by acoustic sensors;
d) Корреляционная обработка акустического сигнала, с последующим определением места нахождения пиков корреляционной функции;d) Correlation processing of the acoustic signal, followed by determining the location of the peaks of the correlation function;
e) Определение места прохождения трубопровода по рассчитанному отклонению от акустических датчиков на основе расчета места нахождения пиков корреляционной функции.e) Determination of the location of the passage of the pipeline by the calculated deviation from the acoustic sensors based on the calculation of the location of the peaks of the correlation function.
Указанный технический результат достигается за счет того, что устройство определения места положения трубопровода для осуществления вышеуказанных способов содержит генератор, по крайней мере один приемный тракт, который содержит последовательно соединенные акустический датчик, усилитель, фильтр и аналого-цифровой преобразователь (АЦП), соединенные с блоком обработки, к которому подключен индикатор и блок памяти, при этом генератор соединен со средством создания акустических сигналов, установленном на трубопроводе, а по крайней мере один акустический датчик расположен на грунте над трубопроводом в предполагаемом месте его прохождения, и акустически связан при помощи трубопровода со средством создания акустических сигналов.The specified technical result is achieved due to the fact that the device for determining the position of the pipeline for the implementation of the above methods contains a generator, at least one receiving path, which contains a series-connected acoustic sensor, amplifier, filter and analog-to-digital converter (ADC) connected to the unit processing, which is connected to the indicator and the memory unit, while the generator is connected to the means of creating acoustic signals installed on the pipeline, and at least dynes acoustic sensor is located on the ground above the pipeline at the intended location of its passage, and acoustically coupled by a conduit with means for creating the acoustic signals.
В качестве средства создания акустических сигналов применено механическое ударное устройство, приводимое в действие с помощью соленоида.As a means of creating acoustic signals, a mechanical percussion device driven by a solenoid is used.
В качестве средства создания акустических сигналов применен пьезоэлектрический излучатель, акустически связанный с трубопроводом.As a means of creating acoustic signals, a piezoelectric emitter acoustically connected to the pipeline is used.
В качестве средства создания акустических сигналов применен излучатель гидромеханических импульсов.A hydromechanical impulse emitter is used as a means of creating acoustic signals.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Изобретение будет более понятным из описания, не имеющего ограничительного характера и приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:The invention will be more clear from the description, which is not restrictive and given with reference to the accompanying drawings, which depict:
Фиг. 1 – Блок-схема устройства.FIG. 1 - Block diagram of the device.
Фиг. 2 – Расположение на трубопроводе элементов устройства при наличии одного датчика и определения места прохождения трубопровода автокорреляционным способом.FIG. 2 - Location on the pipeline of the device elements in the presence of one sensor and determining the location of the passage of the pipeline in an autocorrelation way.
Фиг. 3 – Расположение на трубопроводе элементов устройства при наличии двух датчиков и определения места прохождения трубопровода корреляционным способом.FIG. 3 - Location on the pipeline of the device elements in the presence of two sensors and determining the location of the passage of the pipeline in a correlation way.
Фиг. 4 – Корреляционная функция.FIG. 4 - Correlation function.
1 – первый акустический датчик; 2 – второй акустический датчик; 3 – третий акустический датчик; 4 – четвертый акустический датчик; 5 – усилитель; 6 – фильтр; 7 – АЦП; 8 – блок обработки; 9 – индикатор; 10 – блок памяти; 11 – генератор; 12 – средство создания акустического сигнала; 13 – трубопровод; 14 – пик корреляционной функции, соответствующий месту прохождения трубопровода; 15 – коррелятор.1 - the first acoustic sensor; 2 - second acoustic sensor; 3 - the third acoustic sensor; 4 - fourth acoustic sensor; 5 - amplifier; 6 - filter; 7 - ADC; 8 - processing unit; 9 - indicator; 10 - memory block; 11 - generator; 12 - means for creating an acoustic signal; 13 - pipeline; 14 - peak correlation function corresponding to the place of passage of the pipeline; 15 - correlator.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Устройство определения места положения трубопровода (13) для осуществления вышеуказанных способов содержит генератор (11), по крайней мере один приемный тракт, который содержит последовательно соединенные акустический датчик (1-4), усилитель (5), фильтр (6) и АЦП (7), соединенные с блоком обработки (8), к которому подключен индикатор (9) и блок памяти (10), блоки 5-10 объединены в коррелятор (15), при этом генератор соединен со средством (12) создания акустических сигналов, установленном на трубопроводе (13), а по крайней мере один акустический датчик (1-4) расположен на грунте над трубопроводом (13) в предполагаемом месте его прохождения, и акустически связан при помощи трубопровода (13) со средством (12) создания акустических сигналов.The device for determining the position of the pipeline (13) for implementing the above methods includes a generator (11), at least one receiving path, which contains a series-connected acoustic sensor (1-4), amplifier (5), filter (6) and ADC (7) ) connected to the processing unit (8), to which the indicator (9) and the memory unit (10) are connected, blocks 5-10 are combined into a correlator (15), while the generator is connected to the acoustic signal generating means (12) mounted on pipeline (13), and at least one acoustic sensor (1-4) is located laid on the ground above the pipeline (13) in the proposed place of its passage, and is acoustically connected by means of the pipeline (13) with the means (12) for generating acoustic signals.
Для осуществления заявленных способов в устройстве предусмотрено наличие от одного до четырех акустических датчиков.To implement the claimed methods, the device provides for the presence of one to four acoustic sensors.
В качестве средства создания акустических сигналов применено механическое ударное устройство, приводимое в действие с помощью соленоида.As a means of creating acoustic signals, a mechanical percussion device driven by a solenoid is used.
В качестве средства создания акустических сигналов применен пьезоэлектрический излучатель, акустически связанный с трубопроводом.As a means of creating acoustic signals, a piezoelectric emitter acoustically connected to the pipeline is used.
В качестве средства создания акустических сигналов применен излучатель гидромеханических импульсов.A hydromechanical impulse emitter is used as a means of creating acoustic signals.
Устройство для осуществления одного варианта способа на основе автокорреляционной функции с одним акустическим датчиком осуществляют следующим образом.A device for implementing one variant of the method based on the autocorrelation function with one acoustic sensor is as follows.
В соответствии с фиг. 1-2 устанавливают на грунт акустический датчик (1) в предполагаемом месте прохождения трубопровода и осуществляют принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе на произвольном расстоянии от акустического датчика (1), для этого генератор (11) акустических сигналов подключают к средству (12) создания акустического сигнала. После чего генератор (11) акустических сигналов вырабатывает периодический или импульсный сигнал напряжения или тока, который приводит в действие средство (12) создания акустического сигнала, акустически связанное с трубопроводом. Средство (12) создания акустического сигнала акустически создает в трубопроводе акустический сигнал, который, распространяясь по трубопроводу фиксируется акустическим датчиком (1), усиливается в усилителе (5), фильтруется фильтром (6), оцифровывается АЦП (7), и поступает на блок обработки (8), в котором принятые акустические сигналы обрабатывают и определяют последовательности (зависимость амплитуды акустических сигналов от времени) акустических сигналов, которые сохраняются в блоке памяти (10). Затем сохраненные последовательности акустических сигналов обрабатывают в блоке обработки (8) методами автокорреляции и определяют амплитуды пиков (амплитуды акустических сигналов от времени) автокорреляционной функции и из определенных амплитуд пиков автокорреляционной функции определяют максимального значение амплитуд пика автокорреляционной функции и записывают в блоке памяти (10). При использовании одночастотных гармонических сигналов, восстанавливают значение амплитуды сигнала, по величине, и сравнивают величины восстановленных амплитуд сигналов. Определяют максимальное значение восстановленных амплитуд сигналов и записывают в блоке памяти (10).In accordance with FIG. 1-2, an acoustic sensor (1) is installed on the ground in the proposed place of passage of the pipeline and acoustic waves are forcedly excited in the pipeline at an arbitrary distance from the acoustic sensor (1); for this, the acoustic signal generator (11) is connected to the acoustic generator (12) signal. After that, the acoustic signal generator (11) generates a periodic or pulse voltage or current signal, which drives the acoustic signal generating means (12) acoustically connected to the pipeline. The means (12) for generating an acoustic signal acoustically creates an acoustic signal in the pipeline, which, propagating through the pipeline, is detected by the acoustic sensor (1), amplified in the amplifier (5), filtered by the filter (6), digitized by the ADC (7), and fed to the processing unit (8), in which the received acoustic signals are processed and the sequences (dependence of the amplitude of the acoustic signals on time) of the acoustic signals that are stored in the memory unit (10) are determined. Then, the stored sequences of acoustic signals are processed in the processing unit (8) by autocorrelation methods and the peak amplitudes (amplitude of acoustic signals versus time) of the autocorrelation function are determined and the peak amplitudes of the autocorrelation function peak are determined from the determined peak amplitudes of the autocorrelation function and recorded in the memory block (10). When using single-frequency harmonic signals, restore the value of the signal amplitude, in magnitude, and compare the values of the restored signal amplitudes. The maximum value of the restored signal amplitudes is determined and recorded in the memory unit (10).
Для определения максимальной амплитуды пиков автокорреляционной функции выполняют следующие действия. Производится спектральный анализ исходных данных, для этого выполняется преобразование Фурье, рассчитываются амплитуды, и строятся гистограммы зависимости амплитуды сигнала от частоты. Определяется наличие узкополосных помех и несовпадений спектров. Корректируются фильтры.To determine the maximum amplitude of the peaks of the autocorrelation function, the following actions are performed. A spectral analysis of the source data is performed, for this, the Fourier transform is performed, the amplitudes are calculated, and histograms of the dependence of the signal amplitude on frequency are plotted. The presence of narrowband interference and spectrum mismatch is determined. Filters are adjusted.
На основе скорректированных данных производится расчет автокорреляционной функции и определяется максимальная амплитуда.Based on the adjusted data, the autocorrelation function is calculated and the maximum amplitude is determined.
Производится расчет автокорреляционной функции для цифровых последовательностей сигналов с акустического датчика.The autocorrelation function for digital sequences of signals from the acoustic sensor is calculated.
Расчет производится по формулам приведенным ниже.The calculation is made according to the formulas below.
где 
Nmax – количество отсчетов цифровых последовательностей сигналов, диапазон для расчета автокорреляционной функции 0 ≤
После чего акустический датчик (1) устанавливают на грунт в новом месте наиболее вероятного прохождения трубопровода (13) и повторяют последовательность операций от фиксации акустическим датчиком (1) акустических сигналов до определения максимального значение амплитуд пика автокорреляционной функции и максимального значения восстановленных амплитуд сигналов. При этом на новое место наиболее вероятного прохождения трубопровода (13) акустический датчик (1) перемещают в направлении увеличения амплитуды пика автокорреляционной функции. Причем если в последующем месте расположения акустического датчика (1) амплитуда автокорреляционной функции увеличилась по сравнению с предыдущим, это означает приближение к месту истинного расположения трубопровода (13), если амплитуды автокорреляционной функции снизилась – необходимо акустический датчик (1) перемещать в противоположном направлении, на расстояние, меньше расстояния между местом установки датчика с этой стороны в предыдущий раз, если амплитуды автокорреляционной функции не изменилась – необходимо акустический датчик (1) перемещать на расстояние, меньше расстояния между местом установки датчика и предыдущем местом установки датчика, если амплитуды автокорреляционной функции и в этом случае не изменилась, необходимо акустический датчик (1) перемещать в направлении, перпендикулярном линии между предыдущим и последним местами расположения датчика (1).After that, the acoustic sensor (1) is installed on the ground in a new place of the most probable passage of the pipeline (13) and the sequence of operations is repeated from fixing the acoustic signals by the acoustic sensor (1) to determining the maximum value of the amplitudes of the peak of the autocorrelation function and the maximum value of the restored signal amplitudes. In this case, the acoustic sensor (1) is moved to a new place of the most probable passage of the pipeline (13) in the direction of increasing the amplitude of the peak of the autocorrelation function. Moreover, if in the subsequent location of the acoustic sensor (1) the amplitude of the autocorrelation function increased compared to the previous one, this means approaching the place of the true location of the pipeline (13), if the amplitudes of the autocorrelation function decreased - it is necessary to move the acoustic sensor (1) in the opposite direction, by the distance is less than the distance between the sensor installation site on this side the previous time, if the amplitude of the autocorrelation function has not changed - an acoustic sensor is necessary (1) move a distance shorter than the distance between the sensor installation site and the previous sensor installation location, if the amplitudes of the autocorrelation function have not changed in this case, it is necessary to move the acoustic sensor (1) in the direction perpendicular to the line between the previous and last sensor locations ( one).
Операции по перемещению датчика (1) и последовательность операций от фиксации акустическим датчиком (1) акустических сигналов до определения максимального значение амплитуды пика автокорреляционной функции повторяют необходимое количество раз, после чего определяют место прохождения трубопровода по месту установки датчика, с которого получен максимальное значение амплитуды пика автокорреляционной функции.The operations for moving the sensor (1) and the sequence of operations from fixing acoustic signals by the acoustic sensor (1) to determining the maximum peak amplitude of the autocorrelation function is repeated as many times as necessary, after which the passage of the pipeline at the sensor installation site from which the maximum peak amplitude value is obtained autocorrelation function.
При использовании более одного акустического датчика (1-4) способ определения места расположения трубопровода (13) аналогичен описанному выше. При этом, например, при использовании двух акустических датчиков (1, 2) для определения места расположения трубопровода (13), акустические датчики (1, 2) установлены на грунте и перемещаются в новое место наиболее вероятного прохождения трубопровода при известном расстоянии расположения друг от друга, максимальное значение амплитуды пика автокорреляционной функции определяют на основе принятого акустического сигнала на каждом акустическом датчике (1, 2), а место прохождения трубопровода определяют по месту установки акустического датчика (1, 2), с которого получен максимальное значение амплитуды пика автокорреляционной функции. Для четырех акустических датчиков (1-4) максимальное значение амплитуды пика автокорреляционной функции определяют на основе принятого акустического сигнала на каждом акустическом датчике (1-4).When using more than one acoustic sensor (1-4), the method for determining the location of the pipeline (13) is similar to that described above. In this case, for example, when using two acoustic sensors (1, 2) to determine the location of the pipeline (13), the acoustic sensors (1, 2) are installed on the ground and moved to a new location of the most probable passage of the pipeline at a known distance from each other , the maximum amplitude value of the peak of the autocorrelation function is determined based on the received acoustic signal at each acoustic sensor (1, 2), and the place of passage of the pipeline is determined at the place of installation of the acoustic sensor (1, 2), from which the maximum value of the amplitude amplitude of the autocorrelation function was obtained. For four acoustic sensors (1-4), the maximum peak amplitude of the autocorrelation function is determined based on the received acoustic signal at each acoustic sensor (1-4).
Кроме того, в соответствии с фиг. 3 в случае снижения амплитуды автокорреляционной функции на одном из акустических датчиков (1, 2) при их перемещении в новое место наиболее вероятного прохождения трубопровода (13), для того, чтобы не перемещать акустические датчики (1, 2) в новое место наиболее вероятного прохождения трубопровода (13) в сторону увеличения амплитуда автокорреляционной функции, осуществляют расчет корреляционной функции. Снижение амплитуда автокорреляционной функции говорит о том, что один из акустических датчиков (1, 2) с которого получено снижение амплитуды автокорреляционной функции, пересек ось трубопровода (13).Furthermore, in accordance with FIG. 3 in the case of a decrease in the amplitude of the autocorrelation function on one of the acoustic sensors (1, 2) when they are moved to a new place of the most probable passage of the pipeline (13), so as not to move the acoustic sensors (1, 2) to a new place of the most probable passage pipeline (13) in the direction of increasing the amplitude of the autocorrelation function, calculate the correlation function. The decrease in the amplitude of the autocorrelation function indicates that one of the acoustic sensors (1, 2) from which the decrease in the amplitude of the autocorrelation function was obtained, crossed the axis of the pipeline (13).
Для расчета корреляционной функции при наличии двух акустических датчиков применяют следующую последовательность. После перемещения двух акустических датчиков (1, 2), при котором происходит снижение амплитуды автокорреляционной функции на одном из акустических датчиков (1, 2), принятые акустические сигналы с акустических датчиков (1, 2) усиливаются в усилителе (5), фильтруется фильтром (6), оцифровываются АЦП (7) и поступают на блок обработки (8). Предварительно, в блок обработки (8) вносятся данные о скорости звука в грунте. Дополнительно, вносится информация о расстоянии между датчиками (h1). Параметр «расстояние между датчиками (h1)» непосредственно используется в расчетах и при визуализации результатов.To calculate the correlation function in the presence of two acoustic sensors, the following sequence is used. After moving two acoustic sensors (1, 2), at which the amplitude of the autocorrelation function decreases on one of the acoustic sensors (1, 2), the received acoustic signals from the acoustic sensors (1, 2) are amplified in the amplifier (5), filtered by a filter ( 6), the ADCs are digitized (7) and fed to the processing unit (8). Previously, data on the speed of sound in the soil are entered into the processing unit (8). Additionally, information about the distance between the sensors (h 1 ) is entered. The parameter "distance between sensors (h1)" is directly used in the calculations and in visualizing the results.
В блоке обработки (8) производится измерение принятых и оцифрованных сигналов с датчиков. Причем количество измерений выбирается автоматически, в зависимости от расстояния между датчиками. Производится спектральный анализ исходных данных, для этого выполняется преобразование Фурье, рассчитываются амплитуды, и строятся гистограммы зависимости амплитуды сигнала от частоты. Определяется наличие узкополосных помех и несовпадений спектров парных датчиков. Корректируются фильтры.The processing unit (8) measures the received and digitized signals from the sensors. Moreover, the number of measurements is selected automatically, depending on the distance between the sensors. A spectral analysis of the source data is performed, for this, the Fourier transform is performed, the amplitudes are calculated, and histograms of the dependence of the signal amplitude on frequency are plotted. The presence of narrow-band interference and mismatch of the spectra of paired sensors is determined. Filters are adjusted.
На основе скорректированных данных производится расчет корреляционной функции и привязка ее к обследуемому участку трубопровода. Привязка производится следующим образом:Based on the adjusted data, the correlation function is calculated and linked to the pipeline section being examined. The binding is as follows:
• Рассчитывается максимально возможное время запаздывания сигнала на одном датчике относительно сигнала на другом. Оно равно времени прохождения звуковой волной расстояния, равного расстоянию между датчиками (расстояние между датчиками, деленное на скорость звука).• The maximum possible delay time of the signal on one sensor relative to the signal on the other is calculated. It is equal to the time the sound wave travels a distance equal to the distance between the sensors (the distance between the sensors divided by the speed of sound).
• Рассчитывается количество измерений «2*Nmax», которое делается за это время (рассчитанное время прохождения, умноженное на частоту дискретизации (q)). • The number of measurements “2 * N max ”, which is made during this time (calculated transit time, multiplied by the sampling frequency (q)), is calculated.
• Сигнал шума генератора, пришедший к двум акустическим датчикам одновременно соответствует нахождению трубопровода в центре участка.• The generator noise signal coming to two acoustic sensors simultaneously corresponds to the location of the pipeline in the center of the section.
• Таким образом, весь участок разбивается на два отрезка. Отрезок от центра участка до первого (1) акустического датчика соответствует точкам корреляционной функции, рассчитанным при запаздывании сигнала на первом (1) акустическом датчике, изменяющемся от 0 до Nmax. Отрезок от центра участка до второго (2) акустического датчика соответствует корреляционной функции с запаздыванием сигнала на втором (2) акустическом датчике, изменяющемся от 0 до Nmax.• Thus, the entire section is divided into two segments. The segment from the center of the plot to the first (1) acoustic sensor corresponds to the points of the correlation function calculated when the signal is delayed on the first (1) acoustic sensor, varying from 0 to N max . The segment from the center of the plot to the second (2) acoustic sensor corresponds to the correlation function with the delay of the signal on the second (2) acoustic sensor, varying from 0 to N max .
• Полученное разрешение (А) (расстояние на местности, между соседними точками корреляционной функции) вычисляется по формуле А=v/2*q (корреляционная функция на всей длине участка имеет в 2 раза больше точек чем Nmax).• The obtained resolution (A) (distance on the ground, between adjacent points of the correlation function) is calculated by the formula A = v / 2 * q (the correlation function along the entire length of the section has 2 times more points than N max ).
Производится расчет корреляционной функции для цифровых последовательностей сигналов с первого (1) и второго (2) акустических датчиков.The correlation function is calculated for digital sequences of signals from the first (1) and second (2) acoustic sensors.
Расчет производится по формулам приведенным ниже.The calculation is made according to the formulas below.
где
Nmax – количество отсчетов цифровых последовательностей сигналов, диапазон для расчета корреляционной функции 0 ≤
Корреляционная функция отображается в виде графика на фиг. 4. Левый край графика соответствует положению первого (1) датчика, правый край – положению второго (2), центр графика соответствует центру обследуемого участка.The correlation function is displayed in graph form in FIG. 4. The left edge of the graph corresponds to the position of the first (1) sensor, the right edge corresponds to the position of the second (2), the center of the graph corresponds to the center of the surveyed area.
В результате обработки определяется место положение пика (14) корреляционной функции, соответствующий месту прохождения трубопровода (13), в блоке обработки (8) рассчитывается расстояние до трубопровода (13) и выводится на индикатор (9) устройства. Расстояние до места нахождения трубопровода рассчитывается на основе определенного времени задержки сигнала до пика корреляционной функции (dt=τ15/q, где τ15 – количество отсчетов цифровых последовательностей сигналов соответствующие пику корреляционной функции), наиболее вероятно соответствующего месту нахождения трубопровода, и рассчитанной скорости звука в грунте (скорость, умноженная на время задержки дает расстояние от центра между акустическими датчиками до места нахождения трубопровода). Вычитая из половины расстояния между первым (1) и вторым (2) акустическими датчиками определенное расстояние от центра между акустическими датчиками до места нахождения трубопровода, получаем расстояние от датчика до места нахождения трубопровода.As a result of the processing, the position of the peak of the correlation function corresponding to the passage of the pipeline (13) is determined, the distance to the pipeline (13) is calculated in the processing unit (8) and displayed on the indicator (9) of the device. The distance to the location of the pipeline is calculated based on the determined time delay of the signal to the peak of the correlation function (dt = τ 15 / q, where τ 15 is the number of samples of digital signal sequences corresponding to the peak of the correlation function), most likely corresponding to the location of the pipeline, and the calculated speed of sound in the ground (speed times the delay time gives the distance from the center between the acoustic sensors to the location of the pipeline). Subtracting from half the distance between the first (1) and second (2) acoustic sensors a certain distance from the center between the acoustic sensors to the location of the pipeline, we obtain the distance from the sensor to the location of the pipeline.
При использовании более двух акустических датчиков (1-4) способ определения места расположения трубопровода (13) при использовании корреляционной функции аналогичен описанному выше, при попарном использовании датчиков и известных расстояниях между ними. Например, при использовании четырех акустических датчиков (1-4) вначале переставляют датчики и для каждого рассчитывается автокорреляционная функция, определяются максимумы амплитуды пиков, сравниваются между собой, и при снижении сигнала на одном из датчиков, между ним, и датчиком с максимальным уровнем сигнала выполняется расчет корреляционной функции. В случае отсутствия корреляционного пика, выполняется расчет между датчиком с максимальным уровнем сигнала и предшествующим ему датчиком с меньшим уровнем сигнала. Расстояние до трубопровода находится так же как описано выше.When using more than two acoustic sensors (1-4), the method for determining the location of the pipeline (13) using the correlation function is similar to that described above, when using sensors in pairs and the known distances between them. For example, when using four acoustic sensors (1-4), the sensors are first rearranged and the autocorrelation function is calculated for each, the peak amplitudes are determined, compared to each other, and when the signal decreases at one of the sensors, between it and the sensor with the maximum signal level, calculation of the correlation function. If there is no correlation peak, a calculation is performed between the sensor with the maximum signal level and the previous sensor with a lower signal level. The distance to the pipeline is as described above.
Устройство для осуществления еще одного варианта способа на основе только корреляционной функции, по крайней мере, с двумя акустическим датчиками осуществляют следующим образом.A device for implementing another variant of the method based on only the correlation function with at least two acoustic sensors is as follows.
Для расчета корреляционной функции при наличии двух акустических датчиков применяют следующую последовательность. В соответствии с фиг. 3, устанавливают в грунте по обе стороны от оси трубопровода (13) два акустических датчика (1, 2), при известном расстоянии друг от друга (h1) и осуществляют принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе на произвольном расстоянии, по крайней мере, от одного акустического датчика (1, 2), для этого генератор (11) акустических сигналов подключают к средству (12) создания акустического сигнала. После чего генератор (11) акустических сигналов вырабатывает периодический или импульсный сигнал напряжения или тока, который приводит в действие средство (12) создания акустического сигнала, акустически связанное с трубопроводом. Акустические датчики (1, 2) принимают акустические сигналы, возникающие в результате работы генератора, принятые акустические сигналы с акустических датчиков (1, 2) усиливаются в усилителе (5), фильтруется фильтром (6), оцифровываются АЦП (7) и поступают на блок обработки (8). Предварительно, в блок обработки (8) вносятся данные о скорости звука в грунте. Дополнительно, вносится информация о расстоянии между датчиками (h1). Параметр «расстояние между датчиками (h1)» непосредственно используется в расчетах и при визуализации результатов.To calculate the correlation function in the presence of two acoustic sensors, the following sequence is used. In accordance with FIG. 3, two acoustic sensors (1, 2) are installed in the soil on both sides of the axis of the pipeline (13), at a known distance from each other (h1), and acoustic waves are forcedly excited in the pipeline at an arbitrary distance from at least one acoustic sensor (1, 2), for this, the generator (11) of acoustic signals is connected to the means (12) for creating an acoustic signal. After that, the acoustic signal generator (11) generates a periodic or pulse voltage or current signal, which drives the acoustic signal generating means (12) acoustically connected to the pipeline. Acoustic sensors (1, 2) receive acoustic signals resulting from the operation of the generator, received acoustic signals from acoustic sensors (1, 2) are amplified in an amplifier (5), filtered by a filter (6), ADCs are digitized (7) and fed to the unit processing (8). Previously, data on the speed of sound in the soil are entered into the processing unit (8). Additionally, information about the distance between the sensors (h 1 ) is entered. The parameter "distance between sensors (h1)" is directly used in the calculations and in visualizing the results.
В блоке обработки (8) производится измерение принятых и оцифрованных сигналов с датчиков. Причем количество измерений выбирается автоматически, в зависимости от расстояния между датчиками. Производится спектральный анализ исходных данных, для этого выполняется преобразование Фурье, рассчитываются амплитуды, и строятся гистограммы зависимости амплитуды сигнала от частоты. Определяется наличие узкополосных помех и несовпадений спектров парных датчиков. Корректируются фильтры. На основе скорректированных данных производится расчет корреляционной функции и привязка ее к обследуемому участку трубопровода. Привязка производится следующим образом:The processing unit (8) measures the received and digitized signals from the sensors. Moreover, the number of measurements is selected automatically, depending on the distance between the sensors. A spectral analysis of the source data is performed, for this, the Fourier transform is performed, the amplitudes are calculated, and histograms of the dependence of the signal amplitude on frequency are plotted. The presence of narrow-band interference and mismatch of the spectra of paired sensors is determined. Filters are adjusted. Based on the adjusted data, the correlation function is calculated and linked to the pipeline section being examined. The binding is as follows:
• Рассчитывается максимально возможное время запаздывания сигнала на одном датчике относительно сигнала на другом. Оно равно времени прохождения звуковой волной расстояния, равного расстоянию между датчиками (расстояние между датчиками, деленное на скорость звука).• The maximum possible delay time of the signal on one sensor relative to the signal on the other is calculated. It is equal to the time the sound wave travels a distance equal to the distance between the sensors (the distance between the sensors divided by the speed of sound).
• Рассчитывается количество измерений «2*Nmax», которое делается за это время (рассчитанное время прохождения, умноженное на частоту дискретизации (q)). • The number of measurements “2 * N max ”, which is made during this time (calculated transit time, multiplied by the sampling frequency (q)), is calculated.
• Сигнал шума генератора, пришедший к двум акустическим датчикам одновременно соответствует нахождению трубопровода в центре участка.• The generator noise signal coming to two acoustic sensors simultaneously corresponds to the location of the pipeline in the center of the section.
• Таким образом, весь участок разбивается на два отрезка. Отрезок от центра участка до первого (1) акустического датчика соответствует точкам корреляционной функции, рассчитанным при запаздывании сигнала на первом (1) акустическом датчике, изменяющемся от 0 до Nmax. Отрезок от центра участка до второго (2) акустического датчика соответствует корреляционной функции с запаздыванием сигнала на втором (2) акустическом датчике, изменяющемся от 0 до Nmax.• Thus, the entire section is divided into two segments. The segment from the center of the plot to the first (1) acoustic sensor corresponds to the points of the correlation function calculated when the signal is delayed on the first (1) acoustic sensor, varying from 0 to N max . The segment from the center of the plot to the second (2) acoustic sensor corresponds to the correlation function with the delay of the signal on the second (2) acoustic sensor, varying from 0 to N max .
• Полученное разрешение (А) (расстояние на местности, между соседними точками корреляционной функции) вычисляется по формуле А=v/2*q (корреляционная функция на всей длине участка имеет в 2 раза больше точек чем Nmax).• The obtained resolution (A) (distance on the ground, between adjacent points of the correlation function) is calculated by the formula A = v / 2 * q (the correlation function along the entire length of the section has 2 times more points than N max ).
Производится расчет корреляционной функции для цифровых последовательностей сигналов с первого (1) и второго (2) акустических датчиков.The correlation function is calculated for digital sequences of signals from the first (1) and second (2) acoustic sensors.
Расчет производится по формулам приведенным ниже.The calculation is made according to the formulas below.
где
Nmax – количество отсчетов цифровых последовательностей сигналов, диапазон для расчета корреляционной функции 0 ≤
Корреляционная функция отображается в виде графика на фиг. 4. Левый край графика соответствует положению первого (1) датчика, правый край – положению второго (2), центр графика соответствует центру обследуемого участка.The correlation function is displayed in graph form in FIG. 4. The left edge of the graph corresponds to the position of the first (1) sensor, the right edge corresponds to the position of the second (2), the center of the graph corresponds to the center of the surveyed area.
В результате обработки определяется место положение пика (14) корреляционной функции, соответствующий месту прохождения трубопровода (13), в блоке обработки (8) рассчитывается расстояние до трубопровода (13) и выводится на индикатор (9) устройства. Расстояние до места нахождения трубопровода рассчитывается на основе определенного времени задержки сигнала до пика корреляционной функции (dt=τ15/q, где τ15 – количество отсчетов цифровых последовательностей сигналов соответствующие пику корреляционной функции), наиболее вероятно соответствующего месту нахождения трубопровода, и рассчитанной скорости звука в грунте (скорость, умноженная на время задержки дает расстояние от центра между акустическими датчиками до места нахождения трубопровода). Вычитая из половины расстояния между первым (1) и вторым (2) акустическими датчиками определенное расстояние от центра между акустическими датчиками до места нахождения трубопровода, получаем расстояние от датчика до места нахождения трубопровода.As a result of the processing, the position of the peak of the correlation function corresponding to the passage of the pipeline (13) is determined, the distance to the pipeline (13) is calculated in the processing unit (8) and displayed on the indicator (9) of the device. The distance to the location of the pipeline is calculated based on the determined time delay of the signal to the peak of the correlation function (dt = τ 15 / q, where τ 15 is the number of samples of digital signal sequences corresponding to the peak of the correlation function), most likely corresponding to the location of the pipeline, and the calculated speed of sound in the ground (speed times the delay time gives the distance from the center between the acoustic sensors to the location of the pipeline). Subtracting from half the distance between the first (1) and second (2) acoustic sensors a certain distance from the center between the acoustic sensors to the location of the pipeline, we obtain the distance from the sensor to the location of the pipeline.
При использовании более двух акустических датчиков (1-4) способ определения места расположения трубопровода (13) при использовании корреляционной функции аналогичен описанному выше, при попарном использовании датчиков и известных расстояниях между ними. Например, при использовании четырех акустических датчиков (1-4) вначале устанавливают датчики и для каждого рассчитывается автокорреляционная функция, определяются максимумы амплитуды пиков, сравниваются между собой, и при снижении сигнала на одном из датчиков, между ним, и датчиком с максимальным уровнем сигнала выполняется расчет корреляционной функции. В случае отсутствия корреляционного пика, выполняется расчет между датчиком с максимальным уровнем сигнала и предшествующим ему датчиком с меньшим уровнем сигнала. Расстояние до трубопровода находится так же, как описано выше.When using more than two acoustic sensors (1-4), the method for determining the location of the pipeline (13) using the correlation function is similar to that described above, when using sensors in pairs and the known distances between them. For example, when using four acoustic sensors (1-4), sensors are first installed and an autocorrelation function is calculated for each, the peak amplitudes are determined, compared with each other, and when the signal decreases at one of the sensors, between it and the sensor with the maximum signal level, calculation of the correlation function. If there is no correlation peak, a calculation is performed between the sensor with the maximum signal level and the previous sensor with a lower signal level. The distance to the pipeline is the same as described above.
Определения места прохождения трубопровода при использовании методов автокорреляции позволяет повысить точность и снизить трудоемкости измерений, за счет возможности измерения акустического сигнала условиях сильного зашумления (уровень шума сравним или даже превышает уровень полезного сигнала), в таких условиях прямые акустические измерения уровня сигнала невозможно осуществить простыми акустическими датчиками.Determining the location of the pipeline passage using autocorrelation methods allows to increase the accuracy and reduce the complexity of measurements, due to the possibility of measuring the acoustic signal under conditions of strong noise (noise level is comparable to or even higher than the level of the useful signal), in such conditions direct acoustic measurements of the signal level cannot be performed with simple acoustic sensors .
Определения места прохождения трубопровода при использовании методов корреляции позволяет повысить точность и снизить трудоемкости измерений, за счет того измерения не зависит от заглубления акустических датчиков в грунт и уровня сигнала (позволяет выделить слабые акустические сигналы из помех).Determining the location of the passage of the pipeline using correlation methods can improve accuracy and reduce the complexity of measurements, due to the fact that the measurement does not depend on the depth of the acoustic sensors in the ground and the signal level (allows you to distinguish weak acoustic signals from interference).
Изобретение было раскрыто выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления изобретения, не меняющие его сущности, как она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения.The invention has been disclosed above with reference to a specific embodiment. Other specialists may be obvious to other embodiments of the invention, without changing its essence, as it is disclosed in the present description. Accordingly, the invention should be considered limited in scope only by the following claims.
Claims (25)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017104283A RU2650747C1 (en) | 2017-02-09 | 2017-02-09 | Method and device for determining the location of the pipeline passage |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017104283A RU2650747C1 (en) | 2017-02-09 | 2017-02-09 | Method and device for determining the location of the pipeline passage |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2650747C1 true RU2650747C1 (en) | 2018-04-17 |
Family
ID=61976993
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017104283A RU2650747C1 (en) | 2017-02-09 | 2017-02-09 | Method and device for determining the location of the pipeline passage |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2650747C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109917448A (en) * | 2019-04-04 | 2019-06-21 | 常德市鼎城九申管道燃气有限公司 | A kind of detection of nonmetal pipeline and localization method |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5417112A (en) * | 1993-01-11 | 1995-05-23 | Tdw Delaware, Inc. | Apparatus for indicating the passage of a pig moving within an underground pipeline |
| WO1999064886A1 (en) * | 1998-06-11 | 1999-12-16 | Vista Research, Inc. | An acoustic system for measuring the location and depth of underground pipe |
| RU2328020C2 (en) * | 2005-10-13 | 2008-06-27 | ООО "Комприбор-ТТК" | Integrated process of non-metal pipe and pipe flaw detection |
| US20100018312A1 (en) * | 2008-07-28 | 2010-01-28 | Peter Eugene Kirkpatrick | Pipe Location System |
| RU2422814C1 (en) * | 2010-04-09 | 2011-06-27 | Государственное учреждение "Арктический и Антарктический научно-исследовательский Институт" (ГУ "ААНИИ") | Method and device for control and diagnostics of gas pipeline defects |
| RU120785U1 (en) * | 2012-04-19 | 2012-09-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") | DEVICE FOR DETERMINING THE LOCATION OF PIPELINES AND SEARCH FOR PLACES OF WORK LEAKS |
| RU2482515C1 (en) * | 2011-12-15 | 2013-05-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") | Method of detecting pipe layout |
-
2017
- 2017-02-09 RU RU2017104283A patent/RU2650747C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5417112A (en) * | 1993-01-11 | 1995-05-23 | Tdw Delaware, Inc. | Apparatus for indicating the passage of a pig moving within an underground pipeline |
| WO1999064886A1 (en) * | 1998-06-11 | 1999-12-16 | Vista Research, Inc. | An acoustic system for measuring the location and depth of underground pipe |
| RU2328020C2 (en) * | 2005-10-13 | 2008-06-27 | ООО "Комприбор-ТТК" | Integrated process of non-metal pipe and pipe flaw detection |
| US20100018312A1 (en) * | 2008-07-28 | 2010-01-28 | Peter Eugene Kirkpatrick | Pipe Location System |
| RU2422814C1 (en) * | 2010-04-09 | 2011-06-27 | Государственное учреждение "Арктический и Антарктический научно-исследовательский Институт" (ГУ "ААНИИ") | Method and device for control and diagnostics of gas pipeline defects |
| RU2482515C1 (en) * | 2011-12-15 | 2013-05-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") | Method of detecting pipe layout |
| RU120785U1 (en) * | 2012-04-19 | 2012-09-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") | DEVICE FOR DETERMINING THE LOCATION OF PIPELINES AND SEARCH FOR PLACES OF WORK LEAKS |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109917448A (en) * | 2019-04-04 | 2019-06-21 | 常德市鼎城九申管道燃气有限公司 | A kind of detection of nonmetal pipeline and localization method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2657343C2 (en) | Flow meter with an improved signal time | |
| US8717183B2 (en) | Leak detector | |
| AU2018208683B2 (en) | Flow meter configuration and calibration | |
| AU2016374474B2 (en) | System for monitoring and/or surveying conduits | |
| CN103733061A (en) | Multiphase fluid characterization system | |
| KR20130102580A (en) | Method for noninvasive determination of acoustic properties of fluids inside pipes | |
| EA026485B1 (en) | Method and system for the remote detection of the position of a pig device inside a pressurized pipeline | |
| KR101917374B1 (en) | Apparatus and method for processing 3d ground penetrating radar signal | |
| CN103154721A (en) | Apparatus and method for noninvasive particle detection using Doppler spectroscopy | |
| CN109991590B (en) | System and method for testing low-frequency emission characteristic of transducer in pressure tank in limited space | |
| EP3164680B1 (en) | Method of measuring time of flight of an ultrasound pulse | |
| CN106767583B (en) | Longitudinal profile Equivalent Pile diameter calculation method for pile detection sound wave transmission method | |
| JP2013044612A (en) | Detection method and device of underground piping damage position | |
| RU2650747C1 (en) | Method and device for determining the location of the pipeline passage | |
| RU2460093C1 (en) | Method of measuring distance using sonar | |
| JP4520552B2 (en) | Method and apparatus for measuring the flow velocity of a fluid flow | |
| RU2628672C1 (en) | Method for leak tightness control and determining leak point coordinate in product pipeline and device for its implementation | |
| RU2620023C1 (en) | Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation | |
| CN102073065B (en) | Method for eliminating single-frequency interference of earthquake data | |
| JP5317176B2 (en) | Object search device, object search program, and object search method | |
| RU2593622C1 (en) | Method of measuring radial velocity of object at its noise emission | |
| RU2010227C1 (en) | Method of fixing location of acoustic emission sources in pipe-lines | |
| CN105134178A (en) | Oil well liquid level measuring method and device | |
| RU2197679C2 (en) | Method for locating leak points on liquid-carrying pipeline | |
| RU2425362C2 (en) | Method of determining location of acoustic emission sources using one receiver |