RU2662246C1 - Measurement method of length of underground pipeline - Google Patents
Measurement method of length of underground pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- RU2662246C1 RU2662246C1 RU2017143570A RU2017143570A RU2662246C1 RU 2662246 C1 RU2662246 C1 RU 2662246C1 RU 2017143570 A RU2017143570 A RU 2017143570A RU 2017143570 A RU2017143570 A RU 2017143570A RU 2662246 C1 RU2662246 C1 RU 2662246C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- magnetic field
- measuring
- current
- length
- Prior art date
Links
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 title 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 17
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 9
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 8
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 7
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 241001061260 Emmelichthys struhsakeri Species 0.000 description 7
- 102100025342 Voltage-dependent N-type calcium channel subunit alpha-1B Human genes 0.000 description 4
- 101710088658 Voltage-dependent N-type calcium channel subunit alpha-1B Proteins 0.000 description 4
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 4
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 3
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 2
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000005415 magnetization Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Position Fixing By Use Of Radio Waves (AREA)
- Navigation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к области измерений с поверхности земли длин линейной части подземного трубопровода и может быть использовано предприятиями нефтегазовой отрасли России при определении вместимости магистральных, и технологических трубопроводов для установления объемов нефтепродукта, находящихся в них, при выполнении работ по инвентаризации, и оперативному контролю количества перекачиваемых нефтепродуктов.The present invention relates to the field of measurements of the length of the linear part of an underground pipeline from the surface of the earth and can be used by enterprises of the oil and gas industry in Russia to determine the capacity of main and technological pipelines to establish the volumes of oil products that are in them when performing inventory work and operational control of the number of pumped petroleum products.
Известен способ и устройство диагностики технического состояния подземного трубопровода, который включает непрерывное измерение градиентов индукции постоянного магнитного поля, по меньшей мере, в восьми точках около трубного пространства при перемещении, по меньшей мере, трех линеек датчиков, причем две линейки датчиков располагаются вертикально, а одна горизонтально относительно поверхности Земли, каждая из линеек состоит из трех трехкомпонентных датчиков, математическую обработку измерений путем решения избыточной системы уравнений, составленной для градиентов индукции постоянного магнитного поля, определение пространственной траектории трубопровода на основе зависимости величин градиентов от глубины погружения трубопровода и от расстояния между линейкой датчиков и проекцией оси трубопровода, проведение выявления дефектов и их ранжирования на основе рассчитанных геометрических параметров и компонент магнитных моментов дефектов и градиентов моментов вдоль оси. Для реализации способа предлагается устройство, которое включает полевой компьютер, блок сбора данных и управления, три линейки магниторезистивных датчиков постоянного магнитного поля, причем две линейки расположены вертикально, а одна горизонтально относительно поверхности Земли, каждая из линеек состоит из трех трехкомпонентных датчиков, выходы которых соединены со входами соответствующих операционных усилителей каждой компоненты, тогда как выходы операционных усилителей связаны со входами соответствующих сигнализаторов перегрузок и генератором перемагничивания, причем выходы сигнализаторов перегрузок соединены со входами соответствующих аналого-цифровых преобразователей, выходы которых подсоединены к блоку сбора данных и управления [1].A known method and device for diagnosing the technical condition of an underground pipeline, which includes continuous measurement of the gradients of the induction of a constant magnetic field at least eight points near the pipe space when moving at least three lines of sensors, with two lines of sensors are arranged vertically, and one horizontally relative to the Earth’s surface, each ruler consists of three three-component sensors, mathematical processing of measurements by solving an excess system of equations compiled for the direct magnetic field induction gradients, determining the spatial path of the pipeline based on the dependence of the gradients on the depth of the pipeline and on the distance between the sensor line and the projection of the pipeline axis, identifying defects and ranking them based on the calculated geometric parameters and components of the magnetic moments of the defects and moment gradients along the axis. To implement the method, a device is proposed that includes a field computer, a data acquisition and control unit, three lines of magnetoresistive sensors of a constant magnetic field, and two lines are located vertically and one horizontally relative to the Earth’s surface, each of the lines consists of three three-component sensors, the outputs of which are connected with the inputs of the corresponding operational amplifiers of each component, while the outputs of the operational amplifiers are connected to the inputs of the corresponding signaling devices narrow and a magnetization reversal generator, and the outputs of the overload signaling devices are connected to the inputs of the corresponding analog-to-digital converters, the outputs of which are connected to the data acquisition and control unit [1].
Недостатками данного способа и устройства по его реализации являются:The disadvantages of this method and device for its implementation are:
требуется предварительная трассировка местоположения проекции трубопровода на землю с использованием трассопоисковых приборов, что приводит к увеличению трудоемкости процесса измерения длины подземного трубопровода;preliminary tracing of the location of the projection of the pipeline onto the ground using route-finding devices is required, which leads to an increase in the complexity of the process of measuring the length of an underground pipeline;
высокая погрешность измерения длины подземного трубопровода при расположении рядом соседних коммуникаций с током;high error in measuring the length of the underground pipeline when adjacent to neighboring communications with current;
невозможность проводить измерение длины подземного трубопровода на технологических площадках, на которых имеется плотная сетка расположения трубопроводов с током, из-за высокой погрешности в измерениях.the inability to measure the length of the underground pipeline at technological sites where there is a dense grid of pipelines with current, due to the high measurement error.
отсутствие в устройстве технического решения по позиционированию магнитной антенны устройства над осью трубопровода;the absence in the device of a technical solution for positioning the magnetic antenna of the device above the axis of the pipeline;
отсутствие в способе технических решений, обеспечивающих высокоточное координирование на местности в глобальной системе координат местоположения магнитной антенны устройства, что приводит к большой погрешности в измерении длины подземного трубопровода;the lack in the method of technical solutions that provide high-precision coordination on the ground in the global coordinate system of the location of the magnetic antenna of the device, which leads to a large error in measuring the length of the underground pipeline;
Отсутствие в способе и устройстве технических решений, устраняющих негативное влияние вышеуказанных факторов, приводит к снижению его заявленных точностных характеристик, и делает невозможным его применения при измерении длин подземного трубопровода на технологических площадках с плотной сеткой расположения трубопроводов из-за высокой погрешности измерения.The absence in the method and device of technical solutions that eliminate the negative influence of the above factors leads to a decrease in its declared accuracy characteristics and makes it impossible to use it when measuring the length of an underground pipeline at technological sites with a dense grid of pipelines due to the high measurement error.
Известен способ и устройство диагностики технического состояния подземного трубопровода [2]. Способ диагностики включает возбуждение в зоне трубопровода переменного магнитного и переменного электрического поля, измерение расстояния от датчиков до проекции оси трубопровода на дневную поверхность, индицирование величины и направления удаления датчиков от проекции оси трубопровода, на основании чего оператор корректирует путь перемещения вдоль трубопровода, а при диагностировании, идентификации и ранжировании аномалий внесение поправок в величины компонент поля и их разностей, связанных с расстоянием от датчиков до оси трубопровода, определение углов поворота датчиков поля вокруг горизонтальных и вертикальной оси, получение матрицы поправок и внесение их в матрицы компонент поля и их разностей, измерение индукции постоянного магнитного поля не менее чем в шести точках пространства над трубопроводом и не менее девяти разностей величин индукции постоянного магнитного поля в этих же точках, одновременно с индукцией постоянного магнитного поля проводят измерение не менее двух компонент вектора индукции переменного магнитного поля, по крайней мере, в трех точках пространства над трубопроводом, расположенных вдоль горизонтальной или вертикальной оси и совпадающих с точками измерения постоянного магнитного поля, и не менее двух компонент вектора напряженности переменного электрического поля, причем датчики постоянного магнитного поля, переменного магнитного поля и переменного электрического поля совмещены в одном конструктиве, проведение предварительной статистической обработки результатов измерений, выделение по совокупности признаков участки трубопровода для последующей обработки, определение расположение и магнитных моментов источников аномалий постоянного и переменного магнитных полей и параметры нарушений изоляции трубопровода и проведение по полученным данным идентификации и ранжирования особенностей технического состояния трубопровода. Устройство диагностики содержит узел датчиков постоянного магнитного поля и узел датчиков переменного магнитного поля, соединенные в объединенный узел датчиков магнитного поля, блок сбора данных и управления (БСДУ), блок преобразователей-акселерометров, блок возбуждения (генератор) электромагнитного поля. Узел датчиков постоянного магнитного поля содержит устройства определения разности значений индукции постоянного магнитного поля, которые соединены с многовходовыми аналого-цифровыми преобразователями (АЦП), соединенные в свою очередь с микроконтроллерами. Микроконтроллеры соединены с адаптерами интерфейса, адаптерами преобразователей из одного интерфейса в другой, разветвителем HUB USB и далее с контроллером БСДУ. Индукционные датчики узла переменного магнитного поля соединены с избирательными переключаемыми усилителями, многоканальным АЦП и через разветвитель с контроллером БСДУ. Блок электрометрической диагностики состоит из воздушной и стелющейся антенн, переключающихся на частоты 100 и 625 Гц избирательных усилителей, соединенных с многоканальным АЦП, соединенным через разветвитель HUB USB с контроллером БСДУ. БСДУ через адаптер USB и микроконтроллер управляет работой автоматических аттенюатеров избирательных усилителей. Бесконтактные антенны за счет их распределенной емкости преобразуют напряженности электрического поля в электрические сигналы. БСДУ состоит из соединенных между собой контроллера, энергонезависимой памяти, клавиатуры и индикатора. Контроллер через USB -порт соединен с персональным компьютером и GPS. Блок возбуждения электромагнитного поля состоит из генератора, согласующего устройства, используемого при возбуждении поля рамкой, и заземляющей электрической линии, один из концов которой соединен с трубопроводом, а другой с заземленным электродом или емкостным заземлителем. Звуковая индикация прохождения оператором над проекцией оси трубопровода на земную поверхность производится с помощью детектора, преобразователя напряжение-частота и головных телефонов.A known method and device for diagnosing the technical condition of an underground pipeline [2]. The diagnostic method includes exciting in the pipeline zone an alternating magnetic and alternating electric field, measuring the distance from the sensors to the projection of the pipeline axis onto the surface, indicating the magnitude and direction of the sensors from the projection of the pipeline axis, based on which the operator adjusts the path along the pipeline, and when diagnosing , identification and ranking of anomalies, amendments to the values of field components and their differences associated with the distance from the sensors to the pipe axis wires, determining the angle of rotation of the field sensors around the horizontal and vertical axis, obtaining a matrix of corrections and entering them into the matrix of the field components and their differences, measuring the induction of a constant magnetic field at least six points of space above the pipeline and at least nine differences in the magnitude of the constant magnetic induction fields at the same points, simultaneously with the induction of a constant magnetic field, measure at least two components of the induction vector of an alternating magnetic field, at least at three points the space above the pipeline, located along the horizontal or vertical axis and coinciding with the points of measurement of a constant magnetic field, and at least two components of the vector of the intensity of the alternating electric field, and the sensors of the constant magnetic field, alternating magnetic field and alternating electric field are combined in one construct, preliminary statistical processing of the measurement results, the selection of sections of the pipeline for the subsequent processing, determining the location and magnetic moments of the sources of anomalies of constant and alternating magnetic fields and the parameters of violations of the insulation of the pipeline and carrying out the identification and ranking of the characteristics of the technical condition of the pipeline according to the data obtained. The diagnostic device comprises a node of sensors of a constant magnetic field and a node of sensors of an alternating magnetic field connected to a combined node of sensors of a magnetic field, a data acquisition and control unit (BSDU), a block of accelerometer transducers, an excitation block (generator) of an electromagnetic field. The constant magnetic field sensor assembly contains devices for determining the difference in the constant magnetic field induction values, which are connected to multi-input analog-to-digital converters (ADCs), which are in turn connected to microcontrollers. The microcontrollers are connected to interface adapters, converters adapters from one interface to another, a HUB USB splitter and further to the BSDU controller. Induction sensors of an alternating magnetic field unit are connected to selective switchable amplifiers, a multi-channel ADC, and through a splitter with a BSDU controller. The electrometric diagnostic unit consists of airborne and creeping antennas, switching to frequencies of 100 and 625 Hz of selective amplifiers connected to a multi-channel ADC connected via a HUB USB splitter to the BSUU controller. The BSU through the USB adapter and microcontroller controls the operation of automatic attenuators of selective amplifiers. Contactless antennas, due to their distributed capacitance, convert electric field strengths into electrical signals. BSDU consists of interconnected controller, non-volatile memory, keyboard and indicator. The controller via a USB port is connected to a personal computer and GPS. The electromagnetic field excitation unit consists of a generator, a matching device used to excite the field with a frame, and a grounding electric line, one end of which is connected to the pipeline, and the other to a grounded electrode or capacitive ground electrode. Sound indication of the passage by the operator over the projection of the axis of the pipeline onto the earth's surface is made using a detector, a voltage-frequency converter and headphones.
Недостатками способа и устройства по его реализации являются:The disadvantages of the method and device for its implementation are:
высокая погрешность измерения координат трубопровода на местности используемыми GPS;high error in measuring the coordinates of the pipeline on the ground using GPS;
невозможность проведения измерения длин подземных трубопроводов на технологических площадках с плотной сеткой расположения трубопроводов с током из-за высокой погрешности в измерениях;the inability to measure the length of underground pipelines at technological sites with a dense grid of pipelines with current due to the high measurement error;
отсутствие в устройстве технических решений, позволяющих выделить (различить) обследуемый трубопровод от соседних трубопроводов, расположенных в непосредственной близости от него - от двух метров и менее;the lack of technical solutions in the device, allowing to distinguish (distinguish) the examined pipeline from neighboring pipelines located in the immediate vicinity of it - from two meters or less;
невысокая скорость оцифровки применяемых АЦП.low digitization rate of the used ADCs.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ [3]. Способ диагностики технических параметров подземного трубопровода включает: возбуждение двумя генераторами переменного тока, подключенных на концах обследуемого трубопровода, переменного магнитного поля в зоне трубопровода, которые включены навстречу друг другу в режиме противофазы, один из которых является основным и задает базовую ФЧХ переменного тока, а второй вспомогательным и работает в импульсном режиме, составляющий не более 20% от времени работы основного генератора, синхронизирование режимов работы генераторов и устройства по меткам времени GPS, встроенных в генераторы и БСДУ устройства, выделение обследуемого трубопровода из числа трубопроводов, расположенных в непосредственной близости по максимальной величине тока, возбужденного в трубопроводе, а также по фазово-частотной характеристике тока, позиционирование оператора над обследуемым трубопроводом и проведение измерений над и вблизи трубопровода индукции переменного магнитного поля, создаваемой током в трубопроводе, и одновременно с индукцией переменного магнитного поля проводят измерение трех компонентов вектора индукции постоянного магнитного поля над трубопроводом в точках, совпадающих с точками измерения переменного магнитного поля, измерение расстояния от датчиков до проекции оси трубопровода на дневную поверхность, индицирование величины и направления удаления датчиков от проекции оси трубопровода, на основании чего оператор корректирует путь перемещения вдоль трубопровода, определение углов поворота датчиков поля вокруг горизонтальных и вертикальной осей трубопровода, получение матрицы поправок, связанных с углами поворота датчиков и их расстоянием относительно оси трубопровода, внесение поправок в матрицы компонент поля и их разностей, обработку результатов измерений и определение технических параметров подземного трубопровода.Closest to the proposed technical solution is the method [3]. A method for diagnosing the technical parameters of an underground pipeline includes: excitation by two alternating current generators connected at the ends of the examined pipeline, an alternating magnetic field in the zone of the pipeline, which are turned towards each other in antiphase mode, one of which is the main one and sets the basic phase-frequency response of the alternating current, and the second auxiliary and operates in a pulsed mode, comprising no more than 20% of the operating time of the main generator, synchronization of the operating modes of the generators and the device according to GPS time stamps built into the generators and BSDU of the device, the selection of the examined pipeline from the number of pipelines located in close proximity to the maximum value of the current excited in the pipeline, as well as the phase-frequency characteristic of the current, positioning the operator over the examined pipeline and taking measurements over and near the induction pipe of an alternating magnetic field created by the current in the pipeline, and simultaneously with the induction of an alternating magnetic field, three co of the constants of the induction vector of a constant magnetic field above the pipeline at points coinciding with the measuring points of the alternating magnetic field, measuring the distance from the sensors to the projection of the pipeline axis onto the day surface, indicating the magnitude and direction of removal of the sensors from the projection of the pipeline axis, based on which the operator adjusts the path along pipeline, determining the angle of rotation of the field sensors around the horizontal and vertical axes of the pipeline, obtaining a matrix of corrections associated with the angles the rotation of the sensors and their distance relative to the axis of the pipeline, amending the matrix of the field components and their differences, processing the measurement results and determining the technical parameters of the underground pipeline.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
применяемые в способе GPS используются для синхронизации режимов работы генераторов и магнитной антенны устройства по меткам времени GPS. Известно, что точность любой GPS сильно зависит от открытости пространства и высоты используемых спутников над горизонтом, поэтому их точность определения координат составляет примерно 6…8 метров при хорошей видимости спутников и использовании алгоритмов корреляции, что приводит к высокой погрешности измерения длин подземной части трубопроводов;used in the GPS method are used to synchronize the operating modes of the generators and the magnetic antenna of the device according to the GPS timestamps. It is known that the accuracy of any GPS greatly depends on the openness of the space and the height of the satellites used above the horizon, therefore their accuracy in determining the coordinates is about 6 ... 8 meters with good visibility of the satellites and the use of correlation algorithms, which leads to a high error in measuring the lengths of the underground part of pipelines;
отсутствуют технические и программные решения, позволяющие обеспечить высокую точность измерения длин линейной подземной части трубопровода.there are no technical and software solutions to ensure high accuracy in measuring the lengths of the linear underground part of the pipeline.
Задачей изобретения является повышение достоверности и точности измерения длин линейной подземной части (далее ЛПЧ) трубопровода при определении объема продуктов, находящихся в трубопроводе.The objective of the invention is to increase the reliability and accuracy of measuring the lengths of the linear underground part (hereinafter LPC) of the pipeline when determining the volume of products in the pipeline.
Это достигается за счет того, что в способе диагностики технических параметров подземного трубопровода, который включает: возбуждение двумя генераторами переменного тока, подключенных на концах обследуемого трубопровода, переменного магнитного поля в зоне трубопровода, которые включены навстречу друг другу в режиме противофазы, один из которых является основным и задает базовую ФЧХ переменного тока, а второй вспомогательным и работает в импульсном режиме, составляющий не более 20% от времени работы основного генератора, синхронизирование режимов работы генераторов и устройства по меткам времени GPS, встроенным в генераторы и БСДУ устройства, выделение обследуемого трубопровода из числа трубопроводов, расположенных в непосредственной близости по максимальной величине тока, возбужденного в трубопроводе, а также по фазово-частотной характеристике тока, позиционирование оператора над обследуемым трубопроводом и проведение измерений над и вблизи трубопровода индукции переменного магнитного поля, создаваемой током в трубопроводе, и одновременно с индукцией переменного магнитного поля проводят измерение трех компонентов вектора индукции постоянного магнитного поля над трубопроводом в точках, совпадающих с точками измерения переменного магнитного поля, измерение расстояния от датчиков до проекции оси трубопровода на дневную поверхность, индицирование величины и направления удаления датчиков от проекции оси трубопровода, на основании чего оператор корректирует путь перемещения вдоль трубопровода, определение углов поворота датчиков поля вокруг горизонтальных и вертикальной осей трубопровода, получение матрицы поправок, связанных с углами поворота датчиков и их расстоянием относительно оси трубопровода, внесение поправок в матрицы компонент поля и их разностей, обработку результатов измерений и определение технических параметров подземного трубопровода, отличающийся тем, что получают массив точек, имеющих GPS координаты сантиметрового диапазона точности, проводят селекцию, где в качестве принадлежности точек к измеренному трубопроводу является критерий равенства угла фазы рабочего тока генератора, из числа оставшихся выбирают точки, имеющие максимальные значения амплитуды рабочего тока генератора и которые принадлежат оси трубопровода, проводят аппроксимацию массива точек аналитической кривой, где в качестве математического инструмента используется метод наименьших квадратов, и рассчитывают коэффициенты трехмерного уравнения координат трубопровода в глобальной системе координат; далее определяют длину подземной части трубопровода по положению его оси в глобальной системе координат, которое сводится к расчету на компьютере длины отрезка, описываемого аналитическим уравнением.This is achieved due to the fact that in the method for diagnosing the technical parameters of an underground pipeline, which includes: excitation by two alternating current generators connected at the ends of the examined pipeline, an alternating magnetic field in the zone of the pipeline, which are turned towards each other in antiphase mode, one of which is the main and sets the basic phase-frequency response of the alternating current, and the second auxiliary and operates in a pulsed mode, amounting to no more than 20% of the operating time of the main generator, is synchronized the operation modes of the generators and the device according to the GPS time stamps built into the generators and the BSDU of the device, the selection of the examined pipeline from the number of pipelines located in close proximity to the maximum current excited in the pipeline, as well as the phase-frequency characteristic of the current, positioning the operator above the surveyed pipeline and taking measurements above and near the pipeline induction of an alternating magnetic field created by the current in the pipeline, and simultaneously with the induction of an alternating the magnetic field, the three components of the induction vector of the constant magnetic field above the pipeline are measured at points that coincide with the measuring points of the alternating magnetic field, the distance from the sensors to the projection of the pipeline axis onto the surface is displayed, the magnitude and direction of the sensors are displayed from the projection of the pipeline axis, based on which the operator corrects the path along the pipeline, determining the angle of rotation of the field sensors around the horizontal and vertical axes of the pipeline, studying the matrix of corrections related to the rotation angles of the sensors and their distance relative to the axis of the pipeline, making corrections to the matrix of the field components and their differences, processing the measurement results and determining the technical parameters of the underground pipeline, characterized in that an array of points having GPS coordinates of the centimeter accuracy range is obtained , conduct selection, where as the points belong to the measured pipeline is a criterion for the equality of the phase angle of the operating current of the generator, from among the remaining select points with the maximum amplitude of the operating current of the generator that belong to the axis of the pipeline are approximated, an array of points of the analytical curve is approximated, where the least squares method is used as a mathematical tool, and the coefficients of the three-dimensional pipeline coordinate equation are calculated in the global coordinate system; Further, the length of the underground part of the pipeline is determined by the position of its axis in the global coordinate system, which reduces to calculating on the computer the length of the segment described by the analytical equation.
Суть предлагаемого технического решения поясняется следующими фигурами.The essence of the proposed technical solution is illustrated by the following figures.
На фиг. 1 представлена блок-схема устройства для измерения длин линейной подземной части трубопровода, гдеIn FIG. 1 shows a block diagram of a device for measuring the lengths of a linear underground part of a pipeline, where
Б1 - блок датчиков магнитного поля (магнитная антенна),B1 - block of magnetic field sensors (magnetic antenna),
БII - блок сбора данных и управления (БСДУ),BII - data acquisition and control unit (BSDU),
БIII - блок возбуждения и синхронизации электромагнитного поля,BIII - block excitation and synchronization of the electromagnetic field,
БIV - блок индикации и отображения,BIV - display and display unit,
БV - блок периферийных устройств.BV - a block of peripheral devices.
БVI - Блок стационарного модуля спутниковой навигационной системы, содержащий:BVI - Block stationary module of the satellite navigation system, containing:
1 - базовая станция СНС,1 - base station SNA,
2 - радиомодем базовой станции СНС2 - radio modem of the SNA base station
BVII - блок мобильного модуля спутниковой навигационной системы, содержащий:BVII is a block of a mobile module of a satellite navigation system, comprising:
3 - радиомодем мобильной станции СНС,3 - radio modem of the mobile station SNA,
4 - мобильная станция СНС (ровер).4 - mobile station SNS (rover).
На фиг. 2 представлена схема положения магнитной антенны устройства и оси трубопровода в глобальной системе координат, где:In FIG. 2 shows a diagram of the position of the magnetic antenna of the device and the axis of the pipeline in the global coordinate system, where:
5 - магнитная антенна устройства,5 - magnetic antenna of the device,
6 - антенна GPS мобильного модуля СНС,6 - GPS antenna of the mobile module SNA,
7 - трубопровод,7 - pipeline
8 - поверхность земли.8 - the surface of the earth.
На фиг. 3 представлена схема перемещения магнитной антенны устройства над трубопроводом при проведении измерения его длины, гдеIn FIG. 3 shows a diagram of the movement of the magnetic antenna of the device above the pipeline when measuring its length, where
9 - начальная точка измерения трубопровода,9 - the initial point of measurement of the pipeline,
10 - конечная точка измерения трубопровода,10 - end point of measurement of the pipeline,
11 - основной генератор устройства,11 - the main generator of the device,
12 - вспомогательный генератор устройства,12 - auxiliary generator device
13 - маршрут перемещения магнитной антенны устройства при выполнении измерения длины трубопровода.13 is a route of movement of the magnetic antenna of the device when measuring the length of the pipeline.
На фиг. 4 представлен пример оформления результатов измерения ЛПЧ трубопровода на технологической площадке (фиг. 3); а - кривая второго порядка, полученная после обработки результатов измерения длины ЛПЧ трубопровода с использованием предлагаемых технических решений, и построенная в горизонтальной плоскости в глобальной системе координат; б - кривая второго порядка (трек измеренного трубопровода), нанесенный на карту местности, где:In FIG. 4 presents an example of the design of the results of the measurement of the LLL of the pipeline at the technological site (Fig. 3); a - a second-order curve obtained after processing the results of measuring the length of the LPC pipeline using the proposed technical solutions, and built in the horizontal plane in the global coordinate system; b - a second-order curve (track of the measured pipeline), plotted on a map of the area, where:
14 - координаты отводов к внешним объектам трубопровода.14 - coordinates of bends to external objects of the pipeline.
Предлагаемый способ измерения длины подземного трубопровода реализуется с использованием устройства, фиг. 1, которое работает следующим образом:The proposed method for measuring the length of an underground pipeline is implemented using the device, FIG. 1, which works as follows:
Блок возбуждения и синхронизации электромагнитного поля БIII возбуждает в трубопроводе переменный ток с заданной фазово-частотной характеристикой (ФЧХ), режимы работы генераторов блока БIII и БСДУ БII синхронизируются по меткам времени GPS.The excitation and synchronization unit of the electromagnetic field BIII excites in the pipeline an alternating current with a given phase-frequency characteristic (PFC), the operating modes of the generators of the BIII unit and the BSDU BII are synchronized according to GPS timestamps.
Блок датчиков магнитного поля (магнитная антенна) БI направляет в БСДУ сигналы с датчиков, где они усиливаются, преобразуются в цифровой код и обрабатываются по заданной программе. С блока периферийных устройств БV в БСДУ поступают поправки от гироскопов, связанные угловыми отклонениями датчиков магнитной антенны 5 и антенны ровера 6.The block of magnetic field sensors (magnetic antenna) BI sends to the BSDU the signals from the sensors, where they are amplified, converted into a digital code and processed according to a given program. Corrections from gyroscopes related to the angular deviations of the sensors of the
Измерение координат на местности с сантиметровой точностью обеспечивается использованием в устройстве дифференциального режима работы СНС: БVI и БVII В BVI входят: стационарная базовая станция СНС 1 и ее радиомодем 2, которые устанавливаются у начальной точки измерения длины трубопровода. В БVII, который расположен в блоке магнитной антенны БI, входят: мобильная станция СНС 3 и ее радиомодем 4. Поправки от базовой станции 1 с помощью радиомодема 2 передаются на радиомодем 3 и поступают на ровер 4. Координаты с учетов полученных поправок от базовой станции 2 передаются от ровера 4 в БСДУ устройства.Coordinate measurement on the ground with centimeter accuracy is provided by using the SNA in the differential mode of operation: BVI and BVII The BVI includes: the stationary base station SNA 1 and its
Данные о трубопроводе накапливаются и хранятся в энергонезависимой памяти БСДУ. Управление устройством и блоком БIII осуществляется с помощью персонального компьютера блока индикации и отображения BIV.Pipeline data is accumulated and stored in the non-volatile memory of the BSDU. The device and the BIII unit are controlled using the personal computer of the BIV display and display unit.
На фиг. 2 показано положение магнитной антенны 5 устройства при выполнении измерения длин ЛПЧ трубопровода в глобальной системе координат, где: X, Y и Z - координаты антенны GPS ровера 6 в глобальной системе координат, которые обеспечиваются дифференциальными поправками от базовой станции СНС 1; 5 - магнитная антенна устройства; ±0, X0, Y0, Z0 - нулевая отметка магнитной антенны (локальная система координат) и ее координаты антенны GPS ровера 6 в глобальной системе координат; h1 - базовая длина от начала локальной системы координат (далее ЛСК) до поверхности земли 8; h2 - глубина заложения трубопровода 7; h3 - расстояние от поверхности земли до антенны ровера. Координаты ЛСК локальной системы координат определяются: X=Х0; Y=Y0; Z0=Z-(h3-h1). Планово-высотная отметка i-ой точки на оси трубопровода относительно локальной системы координат определяется: Хi=Х0; Yi=Y0; Zi=Z0-(h1+h2).In FIG. 2 shows the position of the
Сущность изобретения сводится к реализации возможности проведения измерения длины линейной подземной части трубопровода в условиях, когда он расположен на технологической площадке, где в непосредственной близости от него (до одного метра) расположены другие трубопроводы, которые создают помехи при выделении трубопровода и проведении измерений его длины.The essence of the invention is to realize the possibility of measuring the length of the linear underground part of the pipeline under conditions when it is located on the technological site, where other pipelines are located in the immediate vicinity of it (up to one meter), which interfere with the allocation of the pipeline and measure its length.
На фиг. 3 приведен пример измерения длины линейной подземной части отдельного трубопровода 7 на технологической площадке (фиг. 4б), который состоит в следующем:In FIG. Figure 3 shows an example of measuring the length of the linear underground part of an
генераторы 11 и 12 подключаются в начале 9 и конце 10 измеряемого участка трубопровода 7, параметры работы генераторов и БСДУ устройства синхронизируются по времени с помощью GPS. Базовая станция СНС 1 и ее радиомодем 2 устанавливаются у начальной точки 9 измерения длины ЛПЧ трубопровода;
оператор с устройством на спине перемещается 13 в пешем порядке от начальной точки измерения 9 к конечной 10, позиционируя положение магнитной антенны 5 устройства относительно проекции оси измеряемого трубопровода 7 на поверхности земли 8 по интерфейсу персонального компьютера устройства;the operator with the device on the back moves 13 on foot from the start point of
в период работы обоих генераторов 11 и 12 обеспечивается выделение обследуемого трубопровода на фоне помех от соседних трубопроводов за счет создания большой суммарной величины тока в измеряемом трубопроводе 7, а также по углу фазы рабочего тока генератора;during the operation of both
по завершению измерения ЛПЧ трубопровода 7 в БСДУ устройства будет сформирован большой массив точек, принадлежащих измеренному трубопроводу 7, где каждая точка массива имеет следующие данные: высокоточные координаты в географической системе; глубина фактического заложения трубопровода; величину и угол фазы рабочего тока генератора 11;upon completion of the measurement of the LLL of
алгоритм расчета длин трубопровода по результатам его измерения сводится к следующему: вначале осуществляется селекция точек, где в качестве принадлежности их к измеренному трубопроводу является критерий равенства угла фазы рабочего тока генератора 11; из числа оставшихся точек выбираются точки, которые имеют максимальное значение амплитуды рабочего тока генератора и принадлежат оси трубопровода. Далее проводится аппроксимация массива точек аналитической кривой, где в качестве математического инструмента используется метод наименьших квадратов, и рассчитываются коэффициенты трехмерного уравнения координат трубопровода в глобальной системе координат;the algorithm for calculating the length of the pipeline according to the results of its measurement is as follows: first, the selection of points is carried out, where as a part of their belonging to the measured pipeline is a criterion for the equality of the phase angle of the operating current of the
определение длины подземной части трубопровода по положению его оси в глобальной системе координат (фиг. 2) сводится к расчету на компьютере длины отрезка, описываемого аналитическим уравнением.determining the length of the underground part of the pipeline by the position of its axis in the global coordinate system (Fig. 2) is reduced to calculating on the computer the length of the segment described by the analytical equation.
Предлагаемый способ позволяет выполнить измерения длин линейной подземной части магистрального трубопровода, расположенного в сложных трассовых условиях, или технологического трубопровода на технологической площадке, с требуемой точностью [4], которая необходима для определения объема нефтепродуктов, находящихся в них.The proposed method allows to measure the lengths of the linear underground part of the main pipeline, located in difficult route conditions, or the technological pipeline at the technological site, with the required accuracy [4], which is necessary to determine the volume of oil products contained in them.
Источники информацииInformation sources
1. Патент РФ №2510500.1. RF patent No. 2510500.
2. Патент РФ №2453760.2. RF patent No. 2453760.
3. Патент РФ №2 634 755 - прототип.3.
4. МИ 2801-2003. Методика выполнения измерений геометрическим методом.4. MI 2801-2003. The method of performing measurements by the geometric method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017143570A RU2662246C1 (en) | 2017-12-13 | 2017-12-13 | Measurement method of length of underground pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017143570A RU2662246C1 (en) | 2017-12-13 | 2017-12-13 | Measurement method of length of underground pipeline |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017143570A RU2017143570A (en) | 2018-01-25 |
| RU2662246C1 true RU2662246C1 (en) | 2018-07-25 |
Family
ID=61024074
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017143570A RU2662246C1 (en) | 2017-12-13 | 2017-12-13 | Measurement method of length of underground pipeline |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2662246C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2743605C1 (en) * | 2020-06-08 | 2021-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Техносфера-МЛ" | Method for determining horizontal-height position coordinates of underground pipeline axis |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2264617C2 (en) * | 2001-05-23 | 2005-11-20 | Горошевский Валерий Павлович | Method for non-contact detection of position and type of defects of metallic structures and device for realization of said method |
| RU2630856C1 (en) * | 2016-03-27 | 2017-09-13 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Феникс" | Method for diagnosting technical state of underground pipelines |
| RU2634755C2 (en) * | 2016-06-03 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Техносфера-МЛ" | Method and device for diagnosing technical parameters of underground pipeline |
| US20170350864A1 (en) * | 2012-10-27 | 2017-12-07 | Valerian Goroshevskiy | Metallic constructions monitoring and assessment in unstable zones of the earth's crust |
-
2017
- 2017-12-13 RU RU2017143570A patent/RU2662246C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2264617C2 (en) * | 2001-05-23 | 2005-11-20 | Горошевский Валерий Павлович | Method for non-contact detection of position and type of defects of metallic structures and device for realization of said method |
| US20170350864A1 (en) * | 2012-10-27 | 2017-12-07 | Valerian Goroshevskiy | Metallic constructions monitoring and assessment in unstable zones of the earth's crust |
| RU2630856C1 (en) * | 2016-03-27 | 2017-09-13 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Феникс" | Method for diagnosting technical state of underground pipelines |
| RU2634755C2 (en) * | 2016-06-03 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Техносфера-МЛ" | Method and device for diagnosing technical parameters of underground pipeline |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2743605C1 (en) * | 2020-06-08 | 2021-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Техносфера-МЛ" | Method for determining horizontal-height position coordinates of underground pipeline axis |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017143570A (en) | 2018-01-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108254792B (en) | Detection system, method, and medium for evaluating information of facility line | |
| US8125379B2 (en) | Position measurement results by a surveying device using a tilt sensor | |
| CN109459439A (en) | A kind of Tunnel Lining Cracks detection method based on mobile three-dimensional laser scanning technique | |
| RU2453760C2 (en) | Method of diagnosing technical state of underground pipelines (versions) | |
| US11487038B2 (en) | Operating method of a metal detector capable of measuring target depth | |
| RU2634755C2 (en) | Method and device for diagnosing technical parameters of underground pipeline | |
| CN105091911A (en) | Detection system and method for dynamic positioning precision of POS (point of sale) system | |
| CN102621582A (en) | Method for detecting positions of underground metal pipelines by aid of space vector method and device | |
| Gümüş et al. | Evaluation of NRTK GNSS positioning methods for displacement detection by a newly designed displacement monitoring system | |
| CN106842241A (en) | A kind of high dynamic satellite navigation receiver performance estimating method | |
| JP4498399B2 (en) | Positioning system and positioning method | |
| JP2020098126A (en) | Facility state detection apparatus, facility state detection method, and program | |
| CN104614736A (en) | Calibration method of GPS receiver | |
| WO2019013673A1 (en) | Magnetic flaw detector for diagnostics of underground steel pipelines | |
| RU2662246C1 (en) | Measurement method of length of underground pipeline | |
| CN104199056B (en) | Positioning detector | |
| RU2633018C2 (en) | Method of diagnostic controlling technical parameters of underground pipeline | |
| JP3715286B2 (en) | Fixed point positioning method such as vertical reference point and fixed point position information recording system | |
| KR101149348B1 (en) | System and method for assessing accuracy of spatial information using gps surveying in realtime | |
| CN114114361B (en) | Offshore platform precise positioning auxiliary system based on GNSS and working method | |
| RU2743605C1 (en) | Method for determining horizontal-height position coordinates of underground pipeline axis | |
| CN116105727A (en) | Three-dimensional track positioning measurement method for underground pipeline | |
| CN206638155U (en) | Multiple dimensioned displacement measurement synchronous calibration device | |
| CN114894168A (en) | Full-station type measuring system and measuring instrument | |
| CN210952840U (en) | Unreachable ground point coordinate measuring device applied to RTK |