RU2739144C1 - Acoustic-resonance method of non-destructive inspection of pipelines - Google Patents

Acoustic-resonance method of non-destructive inspection of pipelines Download PDF

Info

Publication number
RU2739144C1
RU2739144C1 RU2020120656A RU2020120656A RU2739144C1 RU 2739144 C1 RU2739144 C1 RU 2739144C1 RU 2020120656 A RU2020120656 A RU 2020120656A RU 2020120656 A RU2020120656 A RU 2020120656A RU 2739144 C1 RU2739144 C1 RU 2739144C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
acoustic
defects
pipeline
acoustic signals
frequency
Prior art date
Application number
RU2020120656A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Дмитрий Викторович Аксенов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "НТЦ "Нефтегаздиагностика"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "НТЦ "Нефтегаздиагностика" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "НТЦ "Нефтегаздиагностика"
Priority to RU2020120656A priority Critical patent/RU2739144C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2739144C1 publication Critical patent/RU2739144C1/en

Links

Images

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00Investigating 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
    • G01N29/04Analysing solids

Abstract

FIELD: physics.
SUBSTANCE: invention relates to non-destructive testing of materials and can be used for detection of defects in pipelines. Essence of the invention lies in the fact that at each end of the controlled section of the pipeline is installed on the acoustic transducer. Sound-proof casing is installed on each acoustic transducer. At distance of not more than 20 cm from one acoustic transducer emitter of vibroacoustic signals is installed. Acoustic signals are generated in the pipeline by the vibroacoustic signals emitter in the frequency spectrum from 200 to 20,000 Hz. Synchronous fixation of acoustic transducers of acoustic signals is carried out. Fixed acoustic signals are filtered to isolate natural vibration frequencies of the defects. Frequencies of intrinsic vibrations of defects of various sizes are calculated, and a confidence interval is generated by frequency characteristics of said defects. Frequency characteristics of the acoustic signals are compared with a confidence interval of frequency characteristics of the defects, if the frequency characteristics of the acoustic signals fall within the limits of the confidence interval, the presence of the defect is determined. Parameters of the defect are determined from the frequency characteristics, amplitude and shape of the acoustic signals. Location of the pipeline defect is determined from the speed of propagation of acoustic signals in the transported medium and the time of propagation of acoustic signals from the source of acoustic signals to acoustic transducers.
EFFECT: technical result is possibility of operative performance of works on detection of defects in pipelines with high degree of reliability and low material costs.
1 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к области неразрушающего контроля материалов и может быть использовано для обнаружения дефектов в трубопроводах.The invention relates to the field of non-destructive testing of materials and can be used to detect defects in pipelines.
Нарушение целостности трубопроводов, главным образом нефтепроводов, может привести к непоправимой экологической катастрофе, а также повлечь значительные экономические потери. Основными условиями безопасной эксплуатации трубопроводов являются своевременное обнаружение и локализация представляющих опасность дефектов металла трубопровода. В настоящее время существует потребность в технических средствах, позволяющих оперативно выявлять местонахождение опасных дефектов трубопровода с минимальными материальными затратами и с высокой долей достоверности.Violation of the integrity of pipelines, mainly oil pipelines, can lead to an irreparable environmental catastrophe, as well as entail significant economic losses. The main conditions for the safe operation of pipelines are the timely detection and localization of dangerous pipeline metal defects. Currently, there is a need for technical means that allow to quickly identify the location of dangerous pipeline defects with minimal material costs and with a high degree of reliability.
Известны внутритрубные магнитные дефектоскопы, способные обнаруживать несплошность материала стенок трубопроводов, включающие в себя корпус, установленные на корпусе средства намагничивания стенки трубопровода и датчики магнитного поля [1].Known in-line magnetic flaw detectors capable of detecting discontinuities in the material of pipeline walls, including a housing, installed on the housing means for magnetizing the pipeline wall and magnetic field sensors [1].
Магнитные дефектоскопы пропускают внутри обследуемого трубопровода. Средства намагничивания дефектоскопа приводят в состояние магнитного насыщения материал стенки трубопровода. При наличии несплошности материала стенки трубопровода вблизи датчика магнитного поля, магнитное поле в этой зоне искажается и датчик регистрирует величину изменения напряженности магнитного поля. Сигнал с датчика преобразуется и записывается во внутреннюю память прибора. После выполнения пропуска дефектоскопа, полученные данные расшифровываются и выдается заключение о местонахождении дефектов и их геометрические параметры.Magnetic flaw detectors are passed inside the inspected pipeline. Means for magnetizing the flaw detector bring the material of the pipeline wall into a state of magnetic saturation. If there is a discontinuity in the material of the pipeline wall near the magnetic field sensor, the magnetic field in this zone is distorted and the sensor registers the magnitude of the change in the magnetic field strength. The signal from the sensor is converted and recorded in the internal memory of the device. After the flaw detector is skipped, the obtained data is decoded and a conclusion is issued on the location of the defects and their geometric parameters.
Известны внутритрубные ультразвуковые дефектоскопы, способные обнаруживать несплошность материала стенок трубопроводов, включающие в себя корпус с установленными на нем ультразвуковыми преобразователями [1].Known in-line ultrasonic flaw detectors capable of detecting discontinuities in the material of pipeline walls, including a housing with ultrasonic transducers installed on it [1].
Ультразвуковые дефектоскопы пропускают внутри обследуемого трубопровода. Ультразвуковые преобразователи, установленные на дефектоскопе, излучают ультразвук в тело трубы и принимают отраженные от внутренней и наружной стенки трубопровода сигналы. При наличии несплошности материала стенки трубопровода вблизи ультразвукового датчика, время прихода отраженных сигналов изменяется. Отраженные сигналы с датчика преобразуются и записываются во внутреннюю память прибора. После выполнения пропуска дефектоскопа, полученные данные расшифровываются и выдается заключение о местонахождении дефектов и их геометрические параметры.Ultrasonic flaw detectors are passed inside the inspected pipeline. Ultrasonic transducers installed on the flaw detector emit ultrasound into the pipe body and receive signals reflected from the inner and outer walls of the pipeline. In the presence of a discontinuity in the pipeline wall material near the ultrasonic sensor, the arrival time of the reflected signals changes. The reflected signals from the sensor are converted and recorded in the internal memory of the device. After the flaw detector is skipped, the obtained data is decoded and a conclusion is issued on the location of the defects and their geometric parameters.
Применение вышеописанных внутритрубных дефектоскопов имеет ряд недостатков: невозможность проведения работ на трубопроводах не пригодных к пропуску внутритрубного оборудования (отсутствие камер запуска и приема диагностических устройств, наличие непроходных участков для внутритрубного оборудования на трубопроводе); высокие материальные затраты на проведение работ; необходимость выполнения дополнительных мероприятий до пропуска внутритрубного дефектоскопа (пропуск очистного оборудования, профилемера); необходимость соблюдения определенных режимов транспортировки продукта. Таким образом, на множестве трубопроводах, не удовлетворяющих определенными требованиями, невозможно выявлять дефекты металла трубопровода путем пропусков внутритрубных дефектоскопов.The use of the above described in-line flaw detectors has a number of disadvantages: the impossibility of carrying out work on pipelines that are not suitable for passing in-line equipment (no chambers for launching and receiving diagnostic devices, the presence of no-pass sections for in-line equipment on the pipeline); high material costs for work; the need to take additional measures before passing the in-line flaw detector (passing cleaning equipment, profiler); the need to comply with certain modes of product transportation. Thus, on many pipelines that do not meet certain requirements, it is impossible to detect defects in the metal of the pipeline by omitting in-line flaw detectors.
Известен способ обнаружения дефектов трубопровода, включающий измерение магнитной индукции над трубопроводом с одновременным перемещением датчика вдоль трубопровода на поверхности земли. При этом проводят измерения вертикальной составляющей вектора магнитной индукции. Измерения проводят непрерывно в процессе перемещения датчика, отслеживают сильные изменения модуля вертикальной составляющей вектора магнитной индукции. Над местом сильного изменения магнитной индукции проводят повторный проход датчика. При подтверждении полученных данных потенциально опасные участки трубопровода раскапывают и используют дополнительный дефектоскопический контроль различными методами неразрушающего контроля (визуальный и измерительный контроль, ультразвуковой контроль) [2].A known method for detecting pipeline defects, including measuring the magnetic induction above the pipeline while moving the sensor along the pipeline on the earth's surface. In this case, measurements of the vertical component of the magnetic induction vector are carried out. Measurements are carried out continuously during the movement of the sensor; strong changes in the modulus of the vertical component of the magnetic induction vector are monitored. A repeated passage of the sensor is carried out over the place of a strong change in magnetic induction. When confirming the data obtained, potentially dangerous sections of the pipeline are excavated and additional flaw detection is used by various methods of non-destructive testing (visual and measuring control, ultrasonic testing) [2].
Известен аналогичный способ обнаружения дефектов трубопровода, отличающийся от предыдущего способа измерением не вертикальной составляющей вектора магнитной индукции, а градиента модуля вертикального вектора магнитной индукции [3].A similar method for detecting pipeline defects is known, which differs from the previous method by measuring not the vertical component of the magnetic induction vector, but the gradient of the modulus of the vertical vector of magnetic induction [3].
Вышеуказанные способы обнаружения дефектов трубопровода имеют ряд недостатков.The above methods for detecting pipeline defects have several disadvantages.
Первый недостаток заключается в том, что в зонах нахождения дефектов магнитная индукция может в разы превышать рабочий динамический диапазон феррозондового датчика. В этих зонах датчик теряет чувствительность: «ослепляется» либо становится функционально зависимым от магнитного поля трубопровода. Таким образом, некоторые дефекты трубопровода могут быть не выявлены.The first disadvantage is that the magnetic induction in the defect zones can be several times higher than the operating dynamic range of the fluxgate sensor. In these zones, the sensor loses its sensitivity: it becomes “blinded” or becomes functionally dependent on the magnetic field of the pipeline. Thus, some pipeline defects may not be detected.
Вторым недостатком является низкая вероятность определения дефектов, находящихся на нижней образующей трубопровода. Изменение магнитной индукции от дефекта в таком случае может быть полностью «заглушено» сигналом, поступающим от самого трубопровода.The second drawback is the low probability of detecting defects located on the lower generatrix of the pipeline. In this case, the change in the magnetic induction from a defect can be completely "drowned out" by a signal coming from the pipeline itself.
Третьим недостатком является сложность идентификации типа аномалии трубопровода по виду зафиксированного сигнала. Полученный по результатам контроля всплеск магнитной индукции может возникнуть не только от различных дефектов трубопровода, а также от напряженно-деформированного состояния участка трубопровода, от наличия различных металлических объектов, находящихся рядом с трубопроводом.The third drawback is the difficulty in identifying the type of pipeline anomaly by the type of the recorded signal. The burst of magnetic induction obtained from the control results can arise not only from various pipeline defects, but also from the stress-strain state of the pipeline section, from the presence of various metal objects located near the pipeline.
Четвертым недостатком является различный уровень затухания магнитной индукции при прохождении магнитного поля через грунт разного типа (песок, болотистая местность, чернозем, глина). Таким образом, изменение магнитной индукции, возникающее от дефекта трубопровода, может полностью затухнуть в грунте, что не будет зафиксировано устройством.The fourth drawback is the different level of attenuation of the magnetic induction when the magnetic field passes through different types of soil (sand, marshland, black earth, clay). Thus, the change in magnetic induction arising from a defect in the pipeline can completely attenuate in the ground, which will not be fixed by the device.
Известен акустико-эмиссионный способ контроля трубопроводов, согласно которому в трубопроводе создают избыточное давление, определяют с помощью акустико-эмиссионных преобразователей наличие создаваемых дефектом трубопровода сигналов акустической эмиссии и по их параметрам судят о величине дефекта [4].Known acoustic emission method for monitoring pipelines, according to which in the pipeline create excessive pressure, determine with the help of acoustic emission transducers the presence of acoustic emission signals created by the pipeline defect and by their parameters judge the size of the defect [4].
Способы диагностики, основанные на использовании акустико-эмиссионных систем, обладают следующими недостатками:Diagnostic methods based on the use of acoustic emission systems have the following disadvantages:
Первый недостаток заключается в дороговизне акустико-эмиссионных комплексов.The first drawback is the high cost of acoustic emission complexes.
Второй недостаток заключается в необходимости изменения технологических режимов перекачки транспортируемого по трубопроводу продукта, а именно повышение давления в трубопроводе согласно заранее утвержденному графику.The second drawback consists in the need to change the technological modes of pumping the product transported through the pipeline, namely, to increase the pressure in the pipeline according to a pre-approved schedule.
Третьим недостатком является сложность выделения полезных акустико-эмиссионных сигналов на фоне шумов.The third drawback is the difficulty of separating useful acoustic emission signals against the background of noise.
Четвертый недостаток связан со сложной технической реализацией предложенного способа. При неразрушающем контроле трубопроводов аналогичными акустико-эмиссионными системами необходимо с определенной периодичностью устанавливать преобразователи акустической эмиссии на трубопровод, то есть проводить шурфование трассы (каждые 40-100 метров), прокладывать между датчиками кабельную трассу, оборудовать операторскую комнату. При неразрушающем контроле данной системой трубопроводов большой протяженности, необходимо реализовать сложную, многоканальную систему опроса, записи и обработки полученных данных.The fourth drawback is associated with the complex technical implementation of the proposed method. In the case of non-destructive testing of pipelines with similar acoustic emission systems, it is necessary to install acoustic emission transducers on the pipeline at a certain frequency, that is, to drill the route (every 40-100 meters), lay a cable route between the sensors, and equip an operator room. With non-destructive testing of this long-distance pipeline system, it is necessary to implement a complex, multi-channel system for interrogating, recording and processing the received data.
Пятым недостатком является необходимость обеспечения оборудования постоянным электропитанием.The fifth disadvantage is the need to provide equipment with constant power supply.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обнаружения дефектов в трубопроводе, согласно которому на концах контролируемого участка трубопровода устанавливают по одному пьезоэлектрическому датчику, которыми фиксируют колебания акустических частот, возникающих при воздействии тока жидкообразного транспортируемого продукта (нефть, вода) на дефекты. Регистрацию колебаний осуществляют двумя датчиками одновременно. В первом варианте способа производят вычисление частот собственных колебаний бездефектного трубопровода для различных форм колебаний. Формируется доверительный диапазон собственных частот бездефектного трубопровода, выявляется амплитудно-частотная характеристика. Затем производится обработка зарегистрированных пьезоэлектрическими датчиками сигналов, выявляется амплитудно-частотная характеристика исследуемого трубопровода. Если частотные характеристики исследуемого и бездефектного трубопровода отличаются, то исследуемый трубопровод признается дефектным. Во втором варианте способа предварительно моделируют различные виды дефектов (потеря металла, вмятины, расслоения) и вычисляют частоты собственных колебаний этих дефектов для различных форм колебаний. Если в зарегистрированных пьезоэлектрическими датчиками сигналах присутствуют частоты характерные для дефекта, то судят о наличии дефекта. В первом и во втором варианте способа для определения местоположения дефекта осуществляют взаимную корреляцию сигналов, зарегистрированных двумя пьезоэлектрическими датчиками. Этот способ выбран в качестве прототипа предложенного решения [5].The closest to the proposed method in technical essence and the achieved effect is a method for detecting defects in a pipeline, according to which one piezoelectric sensor is installed at the ends of the monitored section of the pipeline, which record the oscillations of acoustic frequencies that occur when the current of a liquid-like transported product (oil, water) is exposed to defects. Vibrations are recorded by two sensors simultaneously. In the first variant of the method, the natural vibration frequencies of a defect-free pipeline are calculated for various vibration modes. The confidence range of natural frequencies of the defect-free pipeline is formed, the amplitude-frequency characteristic is revealed. Then the signals registered by the piezoelectric sensors are processed, the amplitude-frequency characteristic of the pipeline under study is revealed. If the frequency characteristics of the investigated and defect-free pipeline differ, then the investigated pipeline is recognized as defective. In the second version of the method, various types of defects (metal loss, dents, delamination) are pre-modeled and the natural vibration frequencies of these defects are calculated for various vibration modes. If the signals recorded by the piezoelectric sensors contain frequencies characteristic of a defect, then the presence of a defect is judged. In the first and second versions of the method, for determining the location of the defect, the signals recorded by two piezoelectric sensors are cross-correlated. This method was chosen as a prototype of the proposed solution [5].
Первый недостаток способа, для первого варианта его реализации, заключается в низкой чувствительности способа, поскольку собственные частоты дефектного участка трубопровода в большинстве случаев отличаются незначительно от собственных частот бездефектного участка. Отличие в собственных частотах может составлять всего несколько Гц. Поскольку спектр акустических сигналов в трубопроводе достаточно широк (турбулентные режимы движения транспортируемого продукта, пульсация давления, наличие воздушных включений), то идентификация незначительного изменения собственных частот практически невозможна. Помимо этого, численный и аналитический способы определения собственных частот трубопровода имеют некоторую погрешность по сравнению с собственными частотами реального бездефектного участка трубопровода.The first drawback of the method, for the first variant of its implementation, is the low sensitivity of the method, since the natural frequencies of the defective section of the pipeline in most cases differ slightly from the natural frequencies of the defect-free section. The difference in natural frequencies can be only a few Hz. Since the spectrum of acoustic signals in the pipeline is quite wide (turbulent modes of movement of the transported product, pressure pulsation, the presence of air inclusions), it is practically impossible to identify a slight change in natural frequencies. In addition, the numerical and analytical methods for determining the natural frequencies of the pipeline have some error in comparison with the natural frequencies of the real defect-free section of the pipeline.
Второй недостаток способа, для первого варианта его реализации, заключается в необходимости выполнения, для каждого отдельного диагностируемого участка трубопровода, численных или аналитических расчетов с целью выявления собственных частот конкретно взятого участка с учетом его геометрических особенностей (наличие отводов и их геометрические характеристики, параметры и количество кольцевых сварных соединений, наличие спиральношовных и продольношовных труб, номинальные фактические толщины стенок трубных секций, протяженность участка и его рельеф), что зачастую сделать практически невозможно из-за отсутствия необходимой информации.The second disadvantage of the method, for the first variant of its implementation, is the need to perform, for each individual diagnosed section of the pipeline, numerical or analytical calculations in order to identify the natural frequencies of a particular section, taking into account its geometric features (the presence of branches and their geometric characteristics, parameters and number circular welded joints, the presence of spirally and longitudinally welded pipes, the nominal actual wall thicknesses of the pipe sections, the length of the section and its relief), which is often almost impossible to do due to the lack of necessary information.
Третий недостаток способа, для второго варианта его реализации, заключается в сложности выявления полезного сигнала на фоне общего массива фиксируемых пьезоэлектрическими датчиками данных, обусловленная низкой энергией акустических сигналов, излучаемых от дефектов при воздействии на них тока жидкого транспортируемого продукта. Помимо низкой излучаемой энергии, зачастую полезные акустические сигналы проявляются без определенной периодичности или не проявляются вовсе, поскольку частотный диапазон импульсов давления транспортируемой среды может не совпадать с собственными частотами дефекта, а амплитуда динамических нагрузок, действующих на дефект, не иметь достаточной величины для возбуждения колебаний дефекта трубопровода.The third disadvantage of the method, for the second variant of its implementation, is the difficulty of identifying a useful signal against the background of the general array of data recorded by piezoelectric sensors, due to the low energy of acoustic signals emitted from defects when they are exposed to the current of a liquid transported product. In addition to low radiated energy, often useful acoustic signals appear without a certain periodicity or do not appear at all, since the frequency range of pressure pulses of the transported medium may not coincide with the natural frequencies of the defect, and the amplitude of dynamic loads acting on the defect may not be of sufficient magnitude to excite the oscillations of the defect. pipeline.
Четвертый недостаток способа, для второго варианта его реализации, заключается в невозможности использования амплитудного критерия при обработке записанных данных. Амплитуда полезного сигнала зависит от величины динамических нагрузок, действующих на область дефекта трубопровода и порождающих его колебательные режимы. Амплитуда внешних динамических нагрузок представляет собой ненормированную, непостоянную величину, зависящую от множества факторов: дистанция контролируемого участка от начала трубопровода, режимы работы насосной станции, рельеф трассы трубопровода, давление и скорость транспортируемого продукта. Определение амплитуд динамических нагрузок в полевых условиях зачастую не представляется возможным.The fourth disadvantage of the method, for the second variant of its implementation, is the impossibility of using the amplitude criterion when processing the recorded data. The amplitude of the useful signal depends on the magnitude of the dynamic loads acting on the area of the pipeline defect and generating its oscillatory modes. The amplitude of external dynamic loads is an unstandardized, non-constant value that depends on many factors: the distance of the controlled section from the beginning of the pipeline, operating modes of the pumping station, the relief of the pipeline route, pressure and speed of the transported product. Determining the amplitudes of dynamic loads in the field is often not possible.
Пятым недостатком способа, для двух вариантов его реализации, является невозможность контроля трубопроводов при низких и нулевых скоростях движения транспортируемого продукта.The fifth disadvantage of the method, for two variants of its implementation, is the impossibility of monitoring pipelines at low and zero speeds of the transported product.
Шестым недостатком способа, для двух вариантов его реализации, является сильная зашумленность данных посторонними внешними шумами (шум от проезда поездов, автомобилей, работающая строительная техника, шум ветра и дождя).The sixth drawback of the method, for two variants of its implementation, is the strong noisiness of the data by extraneous external noises (noise from the passage of trains, cars, working construction equipment, wind and rain noise).
Технический результат предполагаемого изобретения заключается в значительном повышении выявляемости дефектов трубопровода и достоверности их определения, а также устранении недостатков прототипа.The technical result of the proposed invention is to significantly increase the detectability of pipeline defects and the reliability of their determination, as well as to eliminate the shortcomings of the prototype.
Указанный технический результат достигается тем, что на каждом конце контролируемого участка трубопровода устанавливают по акустическому преобразователю. На каждый акустический преобразователь устанавливают звукоизоляционный кожух. На расстоянии не более 20 см от одного акустического преобразователя устанавливают излучатель виброакустических сигналов. Генерируют в трубопроводе излучателем виброакустических сигналов акустические сигналы в спектре частот от 200 до 20000 Гц. Производят синхронную фиксацию акустическими преобразователями акустических сигналов. Проводят фильтрацию зафиксированных акустических сигналов для выделения частот собственных колебаний дефектов. Вычисляют частоты собственных колебаний дефектов разных размеров, формируют доверительный интервал по частотным характеристикам этих дефектов. Проводят сравнение частотных характеристик акустических сигналов с доверительным интервалом частотных характеристик дефектов, если частотные характеристики акустических сигналов попадают в пределы доверительного интервала, судят о наличии дефекта. О параметрах дефекта судят по частотным характеристикам, амплитуде и форме акустических сигналов. Местоположение дефекта трубопровода устанавливается по скорости распространения акустических сигналов в транспортируемой среде и времени распространения акустических сигналов от источника акустических сигналов до акустических преобразователей.The specified technical result is achieved by the fact that an acoustic transducer is installed at each end of the controlled section of the pipeline. A soundproof casing is installed on each acoustic transducer. At a distance of no more than 20 cm from one acoustic transducer, a vibroacoustic signal emitter is installed. Acoustic signals in the frequency range from 200 to 20,000 Hz are generated in the pipeline by the emitter of vibroacoustic signals. Synchronous recording of acoustic signals by acoustic transducers is performed. Filtration of the recorded acoustic signals is carried out to isolate the natural vibration frequencies of defects. The frequencies of natural vibrations of defects of different sizes are calculated, and the confidence interval is formed according to the frequency characteristics of these defects. The frequency characteristics of the acoustic signals are compared with the confidence interval of the frequency characteristics of the defects, if the frequency characteristics of the acoustic signals fall within the confidence interval, the presence of a defect is judged. The parameters of the defect are judged by the frequency characteristics, amplitude and shape of acoustic signals. The location of the pipeline defect is established by the speed of propagation of acoustic signals in the transported medium and the propagation time of acoustic signals from the source of acoustic signals to acoustic transducers.
На фиг. 1 изображено в общем виде устройство для регистрации акустических сигналов.FIG. 1 shows in general form a device for recording acoustic signals.
На фиг. 2 изображено в общем виде устройство для излучения виброакустических сигналов.FIG. 2 shows a general view of a device for emitting vibroacoustic signals.
На фиг. 3 изображена схема обнаружения дефектов на участке трубопровода.FIG. 3 shows a diagram of the detection of defects in the pipeline section.
На фиг. 4 схематично изображены резонансные колебания дефекта, порождающие акустические сигналы.FIG. 4 schematically depicts the resonant oscillations of the defect, generating acoustic signals.
Устройство для регистрации акустических сигналов содержит акустический преобразователь 1, установленный на него звукоизоляционный кожух 2, блок регистрирующей аппаратуры 4, в котором располагаются электронные компоненты (микроконтроллер, модуль внутренней памяти, элементы питания), а также кабель 3 для связи акустического преобразователя 1 и блока регистрирующей аппаратуры 4.The device for recording acoustic signals contains an acoustic transducer 1, a soundproof casing 2 installed on it, a recording equipment unit 4, in which electronic components (microcontroller, internal memory module, batteries) are located, as well as a cable 3 for connecting the acoustic transducer 1 and the recording unit. equipment 4.
Для реализации предложенного способа обнаружения дефектов трубопровода необходимо как минимум два устройства для регистрации акустических сигналов.To implement the proposed method for detecting pipeline defects, at least two devices for recording acoustic signals are required.
Устройство для излучения виброакустических сигналов содержит блок аппаратуры 5, в котором располагается формирователь виброакустических сигналов, выполненный в виде электромагнитного вибратора, имеющий металлические элементы, индукционную катушку и электронные компоненты (микроконтроллер, блок обработки сигналов), а также узел механического воздействия 6 [6].The device for emitting vibroacoustic signals contains a block of equipment 5, in which a vibroacoustic signal generator is located, made in the form of an electromagnetic vibrator, having metal elements, an induction coil and electronic components (microcontroller, signal processing unit), as well as a mechanical action unit 6 [6].
В основе способа лежит явление излучения акустических сигналов 10, возникающих при воздействии на дефект 8 акустических сигналов 11 с частотой совпадающей с частотой собственных колебаний дефекта или близкой к ней и вызывающие резонансные колебания 9 дефекта 8. Акустические сигналы 11, излучаемые устройством для излучения виброакустических сигналов, возникают в трубопроводе 7 в результате виброакустического воздействия на стенку трубопровода 7 блоком аппаратуры 5 посредством узла механического воздействия 6. Акустические сигналы 10, 11 распространяются как по течению продукта, так и против с известной скоростью (≈ 1100 м/с для нефти). Установленные на концах контролируемого участка трубопровода 7 работающие синхронно акустические преобразователи 1 фиксируют акустические сигналы 10, 11 при этом установленные на акустических преобразователях 1 звукоизоляционные кожухи 2 предотвращают фиксацию акустическими преобразователями 1 посторонних внешних шумов (работающей рядом техники, проезжающих автомобилей, дождя). Акустические преобразователи 1 преобразовывают зафиксированные акустические сигналы 10, 11 в электрический сигнал, который передается с помощью кабеля 3 в блок регистрирующей аппаратуры 4, где происходит его запись в модуль внутренней памяти. Излучаемые дефектом 8 акустические сигналы 10 отличаются от других акустических сигналов формой, частотой и амплитудой.The method is based on the phenomenon of emission of acoustic signals 10 arising when the defect 8 is exposed to acoustic signals 11 with a frequency that coincides with the frequency of natural oscillations of the defect or close to it and causing resonance vibrations 9 of the defect 8. Acoustic signals 11 emitted by a device for emitting vibroacoustic signals, arise in the pipeline 7 as a result of vibroacoustic impact on the pipeline wall 7 by the equipment unit 5 by means of the mechanical action unit 6. Acoustic signals 10, 11 propagate both along the product flow and against it at a known speed (≈ 1100 m / s for oil). Installed at the ends of the monitored section of the pipeline 7, operating synchronously acoustic transducers 1 record acoustic signals 10, 11 while installed on acoustic transducers 1 soundproof casings 2 prevent the acoustic transducers 1 from fixing extraneous external noises (nearby equipment, passing cars, rain). Acoustic transducers 1 convert the recorded acoustic signals 10, 11 into an electrical signal, which is transmitted via cable 3 to the recording equipment unit 4, where it is recorded in the internal memory module. The acoustic signals 10 emitted by the defect 8 differ from other acoustic signals in shape, frequency and amplitude.
Способ обнаружения дефектов в трубопроводах реализуется следующим образом.The method for detecting defects in pipelines is implemented as follows.
1. На каждом конце контролируемого участка трубопровода 7 устанавливают по акустическому преобразователю 1.1. At each end of the controlled section of the pipeline 7, an acoustic transducer 1 is installed.
2. Производится изоляция акустических преобразователей 1 от посторонних шумов с помощью звукоизоляционных кожухов 2.2. Isolation of acoustic transducers 1 from extraneous noise using sound-proof casings 2.
3. На расстоянии не более 20 см от одного акустического преобразователя устанавливают излучатель виброакустических сигналов.3. At a distance of no more than 20 cm from one acoustic transducer, a vibroacoustic signal emitter is installed.
4. Производится излучателем виброакустических сигналов генерация в трубопроводе 7 акустических сигналов 11 в частотном диапазоне от 200 до 20000 Гц с шагом 20 Гц, длительностью каждого излучения 0,5 с и промежутками между излучениями 0,5 с. 4. The emitter of vibroacoustic signals generates in the pipeline 7 acoustic signals 11 in the frequency range from 200 to 20,000 Hz with a step of 20 Hz, the duration of each radiation is 0.5 s and the intervals between radiations are 0.5 s.
5. Производится синхронная регистрация акустическими преобразователями 1 акустических сигналов во внутреннюю память блоков регистрирующей аппаратуры 4.5. Synchronous registration of acoustic signals by acoustic transducers 1 into the internal memory of blocks of recording equipment 4 is performed.
6. Производится обработка записей по двум акустическим преобразователям 1.6. The recordings are processed using two acoustic transducers 1.
6.1. Осуществляется фильтрация полученных данных от генерируемых излучателем виброакустических сигналов акустических сигналов 11, шумов тока транспортируемого продукта.6.1. The received data is filtered from the acoustic signals 11 generated by the emitter of the vibroacoustic signals, the current noise of the transported product.
6.2. Осуществляется взаимная корреляция сигналов, полученных с двух акустических преобразователей 1, в ходе которой определяется время задержки прихода акустических сигналов к точкам установки акустических преобразователей 1.6.2. Cross-correlation of signals received from two acoustic transducers 1 is carried out, during which the delay time of the arrival of acoustic signals to the installation points of acoustic transducers 1 is determined.
7. Вычисляют частоты собственных колебаний дефектов разных размеров, формируют доверительный интервал по частотным характеристикам этих дефектов.7. Calculate the frequencies of natural vibrations of defects of different sizes, form a confidence interval according to the frequency characteristics of these defects.
8. Проводят сравнение частотных характеристик отфильтрованных данных с доверительным интервалом частотных характеристик дефектов, если зарегистрированные частотные характеристики попадают в пределы доверительного интервала, судят о наличии дефекта. О параметрах дефекта судят по частотным характеристикам, амплитуде и форме акустических сигналов.8. A comparison of the frequency characteristics of the filtered data with the confidence interval of the frequency characteristics of defects is carried out, if the registered frequency characteristics fall within the confidence interval, the presence of a defect is judged. The parameters of the defect are judged by the frequency characteristics, amplitude and shape of acoustic signals.
9. Местоположение дефекта 8 устанавливается по скорости распространения акустических сигналов в транспортируемой среде и времени распространения акустических сигналов 10 от источника акустических сигналов до акустических преобразователей 1.9. The location of the defect 8 is established by the speed of propagation of acoustic signals in the transported medium and the propagation time of acoustic signals 10 from the source of acoustic signals to acoustic transducers 1.
Предлагаемый способ позволяет оперативно проводить работы по обнаружению дефектов в трубопроводах с высокой степенью достоверности и низкими материальными затратами.The proposed method allows you to quickly perform work on the detection of defects in pipelines with a high degree of reliability and low material costs.
ЛитератураLiterature
1. Бигус Г.А., Даниев Ю.Ф., Быстрова Н.А., Д.И. Галкин Д.И.. Диагностика технических устройств. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2014, с. 365-385.1. Bigus G.A., Daniev Yu.F., Bystrova N.A., D.I. Galkin DI Diagnostics of technical devices. - M .: Publishing house of MSTU im. N.E. Bauman, 2014, p. 365-385.
2. Способ обнаружения дефектов трубопровода и несанкционированных врезок в трубопровод и устройство для его осуществления: пат. 2379579 С1 Рос .Федерация: МПК F17D 5/02 Абдулаев А.А., Фаизова Л.Х., Кудряшов Ю.Г.; Заявитель и патентообладатель Абдулаев Азат Адильшаевич. - №2008123471/06; заявл. 09.06.2008; опубл. 20.01.2010.2. Method for detecting pipeline defects and unauthorized tie-ins into the pipeline and a device for its implementation: US Pat. 2379579 C1 Russian Federation: IPC F17D 5/02 Abdulaev A.A., Faizova L.Kh., Kudryashov Yu.G .; Applicant and patentee Abdulaev Azat Adilshaevich. - No. 2008123471/06; declared 06/09/2008; publ. 20.01.2010.
3. Способ обнаружения дефектов трубопровода и несанкционированнх врезок в трубопровод и устройство для его осуществления: пат.2572907 С2 Рос.Федерация: МПК F17D 5/02 Абдулаев А.А.; Заявитель и патентообладатель Абдулаев Азат Адильшаевич. - №2014105236/02; заявл. 11.02.2014; опубл. 20.01.2016.3. Method for detecting pipeline defects and unauthorized tie-ins into the pipeline and a device for its implementation: Pat. 2572907 C2 Russian Federation: IPC F17D 5/02 Abdulaev AA; Applicant and patentee Abdulaev Azat Adilshaevich. - No. 2014105236/02; declared 02/11/2014; publ. 01/20/2016.
4. Способ акустико-эмиссионного контроля технического состояния трубопроводов: пат. 2207562 С1 Рос. Федерация: МПК G01N 29/14 Лещенко ВВ., Винокуров В.И., Беззубое А.В., Хохлов Н.П.; Заявитель и патентообладатель ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика». - №2002102268/28; заявл. 30.01.2002; опубл. 27.06.2003.4. Method of acoustic emission control of the technical condition of pipelines: US Pat. 2207562 C1 Rus. Federation: IPC G01N 29/14 Leshchenko VV., Vinokurov VI, Bezuboe AV, Khokhlov NP; Applicant and patentee of OOO STC Neftegazdiagnostika. - No. 2002102268/28; declared 01/30/2002; publ. June 27, 2003.
5. Способ обнаружения дефектов в трубопроводе (варианты): пат. 2379676 С2 Рос. Федерация: МПК G01N 29/14 Зиганшин Ш.Г., Ваньков Ю.В., Кондратьев А.Е., Акутин М.В., Тырышкин В.Н.; Заявитель и патентообладатель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Казанский государственный энергетический университет» (КГЭУ). - №2008111759/28; заявл. 27.03.2008; опубл. 10.10.2009.5. Method for detecting defects in the pipeline (options): US Pat. 2379676 C2 Rus. Federation: IPC G01N 29/14 Ziganshin Sh.G., Vankov Yu.V., Kondratyev AE, Akutin MV, Tyryshkin VN; Applicant and patentee of the State educational institution of higher professional education "Kazan State Power Engineering University" (KSPEU). - No. 2008111759/28; declared 03/27/2008; publ. 10.10.2009.
6. Audio vibration apparatus using USB port as power inlet: пат. 20090245566 A1, США: МПК H04R 1/02, Cong Ming Sheng, Taipei County (TW); Заявитель и патентообладатель Cong Ming Jheng, Taipei County (TW). - US 12/078,374; заявл. 31.03.2008; опубл. 01.10.2009.6.Audio vibration apparatus using USB port as power inlet: US Pat. 20090245566 A1, USA: IPC H04R 1/02, Cong Ming Sheng, Taipei County (TW); Applicant and patentee Cong Ming Jheng, Taipei County (TW). - US 12 / 078,374; declared 03/31/2008; publ. 01.10.2009.

Claims (1)

  1. Способ обнаружения дефектов в трубопроводе, согласно которому на концах исследуемого участка трубопровода устанавливают акустические преобразователи, осуществляют регистрацию генерируемых дефектов колебаний, вычисляют частоты собственных колебаний дефектов разных размеров, формируют доверительный интервал по частотным характеристикам дефектов, сравнивают зарегистрированные акустическими преобразователями акустические сигналы с доверительным интервалом частотных характеристик дефектов, определяют по полученным результатам наличие и параметры дефекта, отличающийся тем, что на каждый акустический преобразователь устанавливают звукоизоляционный кожух, на расстоянии не более 20 см от одного акустического преобразователя устанавливают излучатель виброакустических сигналов, генерируют в трубопроводе излучателем виброакустических сигналов акустические сигналы в спектре частот от 200 до 20000 Гц, синхронно фиксируют акустическими преобразователями акустические сигналы, проводят фильтрацию акустических сигналов для выделения частот собственных колебаний дефектов и последующее сравнение частотных характеристик акустических сигналов с доверительным интервалом частотных характеристик дефектов, если частотные характеристики акустических сигналов попадают в пределы доверительного интервала, судят о наличии дефекта, при этом параметры дефекта определяют по частотным характеристикам, амплитуде и форме акустических сигналов, а местоположение дефекта устанавливается по скорости распространения акустических сигналов в транспортируемой среде и времени распространения акустических сигналов от источника акустических сигналов до акустических преобразователей.A method for detecting defects in a pipeline, according to which acoustic transducers are installed at the ends of the investigated section of the pipeline, the generated vibration defects are recorded, the natural vibration frequencies of defects of different sizes are calculated, a confidence interval is formed based on the frequency characteristics of defects, and the acoustic signals recorded by acoustic transducers are compared with a confidence interval of frequency characteristics defects are determined by the results obtained, the presence and parameters of a defect, characterized in that a soundproof casing is installed on each acoustic transducer, a vibroacoustic signal emitter is installed at a distance of no more than 20 cm from one acoustic transducer, and acoustic signals are generated in the pipeline by a vibroacoustic signal emitter in the frequency spectrum from 200 to 20,000 Hz, acoustic signals are synchronously recorded by acoustic transducers, signals to isolate the natural vibration frequencies of defects and the subsequent comparison of the frequency characteristics of acoustic signals with the confidence interval of the frequency characteristics of defects, if the frequency characteristics of acoustic signals fall within the confidence interval, the presence of a defect is judged, while the parameters of the defect are determined by the frequency characteristics, amplitude and shape acoustic signals, and the location of the defect is established by the speed of propagation of acoustic signals in the transported medium and the time of propagation of acoustic signals from the source of acoustic signals to acoustic transducers.
RU2020120656A 2020-06-22 2020-06-22 Acoustic-resonance method of non-destructive inspection of pipelines RU2739144C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020120656A RU2739144C1 (en) 2020-06-22 2020-06-22 Acoustic-resonance method of non-destructive inspection of pipelines

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020120656A RU2739144C1 (en) 2020-06-22 2020-06-22 Acoustic-resonance method of non-destructive inspection of pipelines

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2739144C1 true RU2739144C1 (en) 2020-12-21

Family

ID=74063112

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020120656A RU2739144C1 (en) 2020-06-22 2020-06-22 Acoustic-resonance method of non-destructive inspection of pipelines

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2739144C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1610431A1 (en) * 1988-04-14 1990-11-30 Проектно-технологический институт "Энергомонтажпроект" Scanning apparatus for ultrasonic flaw detection
RU2042946C1 (en) * 1992-06-30 1995-08-27 Чургель Анатолий Олегович Ultrasonic device for automatic quality inspection of metal of pipe-lines
RU2312334C2 (en) * 2003-07-09 2007-12-10 Пии Пайптроникс Гмбх Method and device for testing pipelines
RU2379676C2 (en) * 2008-03-27 2010-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (КГЭУ) Method for detection of defects in pipeline (versions)
CN104483381A (en) * 2007-02-22 2015-04-01 微动公司 Vibration pipeline diagnostic system and method

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1610431A1 (en) * 1988-04-14 1990-11-30 Проектно-технологический институт "Энергомонтажпроект" Scanning apparatus for ultrasonic flaw detection
RU2042946C1 (en) * 1992-06-30 1995-08-27 Чургель Анатолий Олегович Ultrasonic device for automatic quality inspection of metal of pipe-lines
RU2312334C2 (en) * 2003-07-09 2007-12-10 Пии Пайптроникс Гмбх Method and device for testing pipelines
CN104483381A (en) * 2007-02-22 2015-04-01 微动公司 Vibration pipeline diagnostic system and method
RU2379676C2 (en) * 2008-03-27 2010-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (КГЭУ) Method for detection of defects in pipeline (versions)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2485388C2 (en) Device and group of sensors for pipeline monitoring using ultrasonic waves of two different types
US4996879A (en) Subsea pipeline leak detection
KR20180063042A (en) Detection and monitoring of changes in metal structures using multi-mode acoustic signals
US5623421A (en) Monitoring pressurized vessels for leaks, ruptures or hard hits
US6561032B1 (en) Non-destructive measurement of pipe wall thickness
WO2002068948A3 (en) Method and apparatus for inspecting pipelines from an in-line inspection vehicle using magnetostrictive probes
US5127267A (en) Acoustic method for locating concealed pipe
KR101936849B1 (en) System and method for detecting cavity to non-contact type
EA026485B1 (en) Method and system for the remote detection of the position of a pig device inside a pressurized pipeline
US20180017533A1 (en) An apparatus and method for inspecting a pipeline
US3409897A (en) Recorder for detecting and locating leaks in pipelines by ultrasonic vibration
RU2681552C1 (en) Method for detecting illegal tapping in pipeline
CN112154324A (en) Using multimode acoustic signals to detect, monitor and determine the location of changes in metal structures
RU2739144C1 (en) Acoustic-resonance method of non-destructive inspection of pipelines
JPH0894481A (en) Gas leak detection method for embedded pipe
RU2382270C1 (en) Method for emergency diagnostics of trunk pipeline
JP2020139855A (en) Evaluation method for reflection wave
JPWO2014157539A1 (en) Defect analysis apparatus, defect analysis method and program
Liao et al. A method for identifying free span of subsea pipelines
US6386037B1 (en) Void detector for buried pipelines and conduits using acoustic resonance
AU2016374474B2 (en) System for monitoring and/or surveying conduits
JP3488579B2 (en) Water leak position detecting method and water leak position detecting device
Ravi et al. Pipeline monitoring using vibroacoustic sensing–a review
Khalifa et al. Characterization of in-pipe acoustic wave for water leak detection
RU2010227C1 (en) Method of fixing location of acoustic emission sources in pipe-lines