RU68692U1 - PIPELINE MONITORING SYSTEM - Google Patents
PIPELINE MONITORING SYSTEMInfo
- Publication number
- RU68692U1 RU68692U1 RU2007125504/22U RU2007125504U RU68692U1 RU 68692 U1 RU68692 U1 RU 68692U1 RU 2007125504/22 U RU2007125504/22 U RU 2007125504/22U RU 2007125504 U RU2007125504 U RU 2007125504U RU 68692 U1 RU68692 U1 RU 68692U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- signal
- remote terminal
- sensors
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к средствам охраны трубопроводных систем и предназначена для обнаружения факта и локализации места несанкционированных действий и иных факторов, способных привести к повреждению трубопровода или возникающих в результате естественного старения. Сущность полезной модели: система мониторинга состояния трубопровода содержит n сигнальных датчиков повреждений, выполненных с возможностью установки непосредственно на трубопровод, n блоков обработки сигналов, а также удаленное терминальное устройство, содержащее, по меньшей мере, центральный процессор, выполненный с возможностью осуществления функции управления, диагностики и обработки сигнальной информации и мультипротокольный коммутационный узел, а также n датчиков температуры трубопровода, каждый из которых через один из n блоков обработки сигналов и удаленное терминальное устройство связан с генератором управляющих сигналов. 1 н.п.ф., 1 илл.The utility model relates to the means of protecting pipeline systems and is intended to detect the fact and localization of the place of unauthorized actions and other factors that can lead to damage to the pipeline or resulting from natural aging. The essence of the utility model: a system for monitoring the condition of a pipeline contains n signal damage sensors configured to be installed directly on the pipeline, n signal processing units, as well as a remote terminal device containing at least a central processor configured to perform control, diagnostics and processing signal information and a multiprotocol switching node, as well as n pipeline temperature sensors, each of which through one of n block a signal processing device and the remote terminal connected to the generator of control signals. 1 n.p.f., 1 ill.
Description
Полезная модель относится к средствам охраны трубопроводных систем и предназначена для обнаружения факта и локализации места несанкционированных действий и иных факторов, способных привести к повреждению трубопровода или возникающих в результате естественного старения.The utility model relates to the means of protecting pipeline systems and is intended to detect the fact and localization of the place of unauthorized actions and other factors that can lead to damage to the pipeline or resulting from natural aging.
Известен способ определения места и размеров течи в трубопроводе и устройство для его реализации [Патент РФ №2221230, МПК G01M 3/24, з. 21.09.2001., оп. 10.01.2004.]. Способ заключается в том, что осуществляют прием акустических сигналов от шума течи двумя датчиками, расположенными вдоль трубопровода, преобразуют акустические сигналы в электрические сигналы, а после усиления, фильтрации, накопления и определения взаимного спектра электрических сигналов определяют наличия признаков акустических сигналов течи по уровню энергии взаимного спектра. Формируют сигнал тревоги и определяют места течи по разности времен прибытия акустических сигналов к двум датчикам. Оценивают диаметр повреждения по данным о частоте максимума модуля взаимного спектра, о скорости истечения струи, определяемой исходя из информации о давлениях и плотностях сред в трубопроводе и в окружающей среде, а также о скорости движения продукта в трубопроводе. Для трубопроводов большой протяженности в предлагаемый способ введен прием сигналов от акустических датчиков, расположенных параллельно трубопроводу на дистанциях d друг от друга, которые определяются по предлагаемым согласно изобретению математическим зависимостям. При этом накопление результатов и взаимноспектральный анализ сигналов осуществляют между каждой парой соседних датчиков непрерывно или эпизодически по заданной программе, а при выявлении сигнала тревоги, до уточнения места течи, определяют аварийный участок трубопровода между парой соседних датчиков, сигнализировавших о наличии течи. Устройство для определения параметров течи в трубопроводе содержит n измерительных каналов, каждый из которых состоит из последовательно соединенных блока акустических преобразователей, блока усиления, выход которого соединен с первым входом блока фильтрации, блока аналого-цифрового преобразования, а также содержит блок управления. В устройство дополнительно введены последовательно соединенные n-канальный блок уплотнения информации, мультиплексный канал передачи информации и блок разуплотнения информации, при этом n входов n-канального блока уплотнения информации соединены с соответствующими выходами There is a method of determining the location and size of a leak in a pipeline and a device for its implementation [RF Patent No. 2221230, IPC G01M 3/24, s. 09.21.2001., Op. 01/10/2004.]. The method consists in receiving acoustic signals from the noise of the leak by two sensors located along the pipeline, converting the acoustic signals into electrical signals, and after amplifying, filtering, accumulating and determining the mutual spectrum of the electrical signals, the presence of signs of acoustic signals is detected by the energy level of the mutual spectrum. An alarm is generated and leak points are determined by the difference in the arrival times of the acoustic signals to the two sensors. The diameter of the damage is estimated from the data on the frequency of the maximum of the reciprocal spectrum module, on the flow rate of the jet, determined on the basis of information on pressures and densities of the media in the pipeline and in the environment, as well as on the speed of the product in the pipeline. For long pipelines, the proposed method includes receiving signals from acoustic sensors located parallel to the pipeline at distances d from each other, which are determined by the mathematical dependencies proposed according to the invention. At the same time, the accumulation of results and cross-spectral analysis of the signals is carried out between each pair of neighboring sensors continuously or occasionally according to a predetermined program, and when an alarm is detected, before the location of the leak is determined, the emergency section of the pipeline between the pair of neighboring sensors signaling the presence of a leak is determined. A device for determining the parameters of a leak in a pipeline contains n measuring channels, each of which consists of a series-connected block of acoustic transducers, a gain block, the output of which is connected to the first input of the filtering block, an analog-to-digital conversion block, and also contains a control block. In addition, the n-channel information compression unit, the multiplex information transmission channel and the information decompression unit are additionally introduced into the device in series, while the n inputs of the n-channel information compression unit are connected to the corresponding outputs
n блоков аналого-цифрового преобразования, также введен n-1 канальный блок накопления и анализа взаимных спектров, имеющий n входов и n-1 выходов, при этом каждый из n физических каналов выхода блока разуплотнения информации соединен с соответствующим входом n-1 канального блока накопления и анализа взаимных спектров, также введены n-1 канальный блок обнаружения течи, n-1 канальный блок определения места течи, n-1 канальный блок определения размеров течи, n-1 канальный блок определения полосы фильтрации, входы которых параллельно соединены с соответствующими выходами n-1 канального блока накопления и анализа взаимных спектров, а выход n-1 канального блока определения полосы фильтрации соединен со вторыми входами блоков фильтрации, также введен блок формирования сигнала тревоги, вход которого соединен с выходом n-1 канального блока обнаружения течи, с выходом n-1 канального блока определения места течи и с выходом n-1 канального блока определения размеров течи, также введен индикатор места и размера течи, вход которого подсоединен к выходу блока формирования сигнала тревоги. Блок управления своими управляющими выходами и информационными входами присоединен к n-канальному блоку уплотнения информации, блоку разуплотнения информации, n-1 канальному блоку накопления и анализа взаимных спектров, n-1 канальному блоку обнаружения течи, n-1 канальному блоку определения места течи, n-1 канальному блоку определения размеров течи, n-1 канальному блоку определения полосы фильтрации, блоку формирования сигнала тревоги и индикатору места и размера течи.n analog-to-digital conversion blocks, an n-1 channel block for the accumulation and analysis of mutual spectra is introduced, having n inputs and n-1 outputs, each of the n physical channels of the output of the decompression block of information is connected to the corresponding input of the n-1 channel block of accumulation and analysis of mutual spectra, the n-1 channel block for detecting leaks, the n-1 channel block for determining the location of the leak, the n-1 channel block for determining the size of the leak, the n-1 channel block for determining the filter band, the inputs of which are connected in parallel with the existing outputs of the n-1 channel block for accumulation and analysis of mutual spectra, and the output of the n-1 channel block for determining the filtering band is connected to the second inputs of the filter blocks, an alarm signal generating block is also introduced, the input of which is connected to the output of the n-1 channel block for leak detection, with the output of the n-1 channel block for determining the location of the leak and with the output of the n-1 channel block for determining the size of the leak, the indicator of the location and size of the leak is also introduced, the input of which is connected to the output of the block for generating the alarm signal. The control unit for its control outputs and information inputs is connected to an n-channel block of information compression, a block of decompression of information, an n-1 channel block for accumulation and analysis of mutual spectra, an n-1 channel block for leak detection, an n-1 channel block for determining the location of a leak, n -1 channel unit for determining the size of the leak, n-1 channel unit for determining the filtering band, the unit for generating an alarm signal and an indicator of the location and size of the leak.
Известно устройство мониторинга технического состояния трубопровода [Свидетельство на полезную модель №33223, МПК G01M 3/24, з. 31.03.2003., оп. 10.10.2003.], содержащее n каналов обнаружения утечки, каждый из которых содержит акустический датчик, соединенный со входом устройства предварительной обработки акустической информации, выполненного в виде последовательно соединенных блока усиления, блока фильтрации, блока аналого-цифрового преобразователя и блока согласования, также содержащий мультиплексный канал передачи информации, выход которого соединен с демультиплексором, последовательно соединенным с блоком обработки акустической информации, при этом акустические датчики установлены на трубопроводе на расстоянии d друг от друга, отличающееся тем, что в него введены n каналов обнаружения вибраций, каждый из которых состоит из датчика вибрации, соединенного со входом канала предварительной обработки вибрационной информации и n каналов акустической эмиссии, каждый из которых состоит из датчика акустической эмиссии, соединенного со входом канала предварительной A known device for monitoring the technical condition of the pipeline [Certificate for utility model No. 33233, IPC G01M 3/24, s. 03/31/2003., Op. 10.10.2003.], Containing n leakage detection channels, each of which contains an acoustic sensor connected to the input of the acoustic information pre-processing device, made in the form of series-connected amplification unit, filtering unit, analog-to-digital converter unit and matching unit, also containing a multiplex information transmission channel, the output of which is connected to a demultiplexer connected in series with the acoustic information processing unit, while the acoustic sensors are updated on the pipeline at a distance d from each other, characterized in that n vibration detection channels are introduced into it, each of which consists of a vibration sensor connected to the input of the vibration information pre-processing channel and n acoustic emission channels, each of which consists of a sensor acoustic emission connected to the input channel pre
обработки акусто-эмиссионной информации, имеющих структуру канала предварительной обработки акустической информации, при этом каждый i-ый акустический датчик, i-ый датчик вибрации и i-ый датчик акустической эмиссии, установленные в непосредственной близости друг от друга, со своими каналами предварительной обработки информации объединены конструктивно и образуют i-ый измерительный пост, выходы всех n измерительных постов соединены с соответствующими входами мультиплексорного канала передачи информации, также введены блок обработки вибрационной информации, блок обработки акусто-эмиссионной информации и блок наблюдения за судоходством, входы которых соединены с соответствующими выходами демультиплексора, при этом вход демультиплексора соединен с выходом мультиплексного канала передачи информации, также введена система отображения, регулировки, документирования и управления, входы которой соединены с выходами блока обработки акустической информации, блока обработки вибрационной информации, блока обработки акусто-эмиссионной информации и блока наблюдения за судоходством.processing acoustic emission information having the structure of a channel for preliminary processing of acoustic information, with each i-th acoustic sensor, i-th vibration sensor and i-th acoustic emission sensor installed in close proximity to each other, with their own channels of preliminary information processing combined structurally and form the i-th measuring post, the outputs of all n measuring posts are connected to the corresponding inputs of the multiplexor information channel, and a processing unit for information, an acoustic emission information processing unit and a shipping monitoring unit, the inputs of which are connected to the corresponding outputs of the demultiplexer, while the input of the demultiplexer is connected to the output of the multiplex information transmission channel, a display, adjustment, documentation and control system is also introduced, the inputs of which are connected to outputs of the acoustic information processing unit, the vibration information processing unit, the acoustic emission information processing unit and the court observation unit navigational operations.
Известно устройство для осуществления способа определения местоположения течи как источника акустического излучения [Патент US 4858462 А, 22.08.1989.], содержащее два разнесенных акустических датчика (преобразователя), два блока усиления и фильтрации, два аналого-цифровых преобразователя, процессор плавающего порога и разностного сигнала, компьютер, выполняющий функции блока управления со средствами отображения.A device for implementing a method for determining the location of a leak as a source of acoustic radiation [Patent US 4858462 A, 08/22/1989.], Containing two spaced acoustic sensors (transducers), two amplification and filtering units, two analog-to-digital converters, a floating threshold processor and a differential signal, a computer that performs the functions of a control unit with display facilities.
В качестве прототипа выбрана система обнаружения повреждений трубопровода [Патент на полезную модель №46579, МПК G01M 3/24, з. 11.03.2005., оп. 10.07.2005.], содержащая n акустических преобразователей, каждый из которых связан с одним из n усилителей, фильтров, аналого-цифровых преобразователей и адаптивных пороговых обнаружителей сигнала, а также блок управления, отличающаяся тем, что она содержит n предварительных усилителей и диагностических излучателей, каждый из которых конструктивно объединен с одним акустическим преобразователем с образованием n сигнальных датчиков повреждений, выполненных с возможностью установки непосредственно на трубопровод, а также n блоков автоматической регулировки усиления, микропроцессоров, приемников и передатчиков, аналоговых коммутаторов, магистральных приемопередающих блоков в составе магистральных приемников и магистральных передатчиков, каждый из которых конструктивно объединен с одним усилителем, полосовым фильтром, аналого-цифровым преобразователем и адаптивным пороговым обнаружителем сигнала с образованием n As a prototype, a pipeline damage detection system was selected [Utility Model Patent No. 46579, IPC G01M 3/24, c. 03/11/2005., Op. 07/10/2005.], Containing n acoustic transducers, each of which is associated with one of n amplifiers, filters, analog-to-digital converters and adaptive threshold signal detectors, as well as a control unit, characterized in that it contains n preliminary amplifiers and diagnostic emitters , each of which is structurally combined with one acoustic transducer with the formation of n signal damage sensors configured to be installed directly on the pipeline, as well as n blocks automatically second gain control, microprocessors, receivers and transmitters, analog switches, main transceiver blocks composed of main trunk transmitters and receivers, each of which is structurally combined with one amplifier, bandpass filter, an analog-digital converter and an adaptive threshold detector signal to form n
блоков обработки сигналов, а также центральный процессор, выполненный с возможностью осуществления функции управления, диагностики и обработки сигнальной информации посредством амплитудной и корреляционной обработки сигналов с двух соседних сигнальных датчиков повреждений, и мультипротокольный коммутационный узел, конструктивно объединенные с блоком управления в удаленное терминальное устройство.signal processing units, as well as a central processor, configured to carry out the control, diagnostics, and signal information processing functions by means of amplitude and correlation signal processing from two adjacent signal damage sensors, and a multiprotocol switching unit structurally integrated with the control unit into a remote terminal device.
В мировой нефтедобыче по мере истощения месторождений с годами неуклонно растет доля так называемых тяжелых и высокозастывающих нефтей, для которых характерны высокое содержание асфальто-смолистых фракций и парафинов, легкая застываемость и резкое повышение вязкости при незначительных понижениях температуры. В процессе трубопроводного транспорта указанных выше нефтей при определенном сочетании термобарических условий в окружающей среде и темпа перекачки, в действующем нефтепроводе постепенно наступает так называемый «критический термогидродинамический режим», который выражается в неуправляемом снижении пропускной способности нефтепровода. Это обуславливается интенсивным охлаждением потока, сопровождающимся резким ростом гидравлического сопротивления трубопровода, что, в конечном счете, может привести к полной остановке перекачки, т.е. к «застыванию» нефтепровода. В таких случаях, в результате фазовых превращений, провоцируемых понижением температуры потока, в действующем трубопроводе интенсивно образуются пристенные отложения, состоящие из застывших углеводородов. Толщина этих отложений к моменту самопроизвольной остановки перекачки достигает размеров, сопоставимых с радиусом трубопровода.In the world oil production, as the fields are depleted over the years, the proportion of so-called heavy and highly solidifying oils, which are characterized by a high content of asphalt-resinous fractions and paraffins, easy curing and a sharp increase in viscosity with slight drops in temperature, is steadily increasing. In the process of pipeline transportation of the above oils with a certain combination of thermobaric conditions in the environment and the pumping rate, the so-called “critical thermohydrodynamic regime” gradually occurs in the existing pipeline, which is expressed in an uncontrolled decrease in the throughput of the pipeline. This is caused by intensive cooling of the flow, accompanied by a sharp increase in the hydraulic resistance of the pipeline, which, ultimately, can lead to a complete stop of the pumping, i.e. to “freezing” the pipeline. In such cases, as a result of phase transformations provoked by lowering the flow temperature, wall deposits consisting of solidified hydrocarbons are intensively formed in the existing pipeline. The thickness of these deposits at the time of a spontaneous stop of pumping reaches sizes comparable to the radius of the pipeline.
Возобновление работы «застывшего» нефтепровода связано с продолжительными, трудоемкими и экологически небезопасными технологическими операциями, суть которых заключается в промывке полости трубопровода специальными химическими реагентами до тех пор, пока застывшая масса нефти под действием насосов не придет в движение.The resumption of the work of a “frozen” oil pipeline is associated with lengthy, labor-consuming and environmentally unsafe technological operations, the essence of which is to flush the pipeline cavity with special chemicals until the solidified oil mass is pumped into action.
При транспорте нефтей по морским промысловым и надземным трубопроводам термогидродинамический режим в потоке резко отличается от соответствующего режима в подземных нефтепроводах. Причинами, вызывающими это отличие, являются:When transporting oil through offshore and above-ground pipelines, the thermohydrodynamic regime in the stream differs sharply from the corresponding regime in underground oil pipelines. The reasons for this difference are:
- высокий темп охлаждения нефтепроводов в водной или воздушной среде (интенсивность теплоотдачи с поверхности морских и надземных нефтепроводов в окружающую среду на 1.5-2 порядка выше, чем с поверхности подземных трубопроводов);- a high rate of cooling of oil pipelines in an aqueous or air environment (the intensity of heat transfer from the surface of offshore and elevated oil pipelines to the environment is 1.5-2 orders of magnitude higher than from the surface of underground pipelines);
- характерный для промысловых трубопроводов часто меняющийся режим эксплуатации (уменьшение или увеличение производительности, остановки перекачки, даже - a frequently changing operating mode characteristic of field pipelines (decreasing or increasing productivity, stopping pumping, even
продолжительные технологические простои, обуславливаемые целым рядом причин, например, изменением уровня спроса на транспортируемую нефть на конечном пункте трубопровода).long technological downtime, caused by a number of reasons, for example, a change in the level of demand for transported oil at the final point of the pipeline).
Вопросы эксплуатации морских и надземных нефтепроводов требуют новых технических и технологических решений, направленных, в первую очередь, на предотвращение застывания нефти в трубопроводе при его остановке. Данные вопросы особенно актуальны для нефтепроводов малого и среднего диаметра, в которых даже при наличии тепловой изоляции нефть будет охлаждаться до критических температур в течение 1-1,5 суток.The issues of operating offshore and elevated oil pipelines require new technical and technological solutions aimed, first of all, at preventing oil freezing in the pipeline when it stops. These issues are especially relevant for small and medium diameter pipelines, in which, even with thermal insulation, the oil will be cooled to critical temperatures within 1-1.5 days.
Характерной особенностью работы надземных нефтепроводов, строительство которых планируется в северных районах страны, становится применение подогрева нефти независимо от ее типа.A characteristic feature of the work of elevated oil pipelines, the construction of which is planned in the northern regions of the country, is the use of oil heating regardless of its type.
Проблемы предотвращения застывания нефти решаются путем оборудования трубопроводов путевыми подогревателями, теплоизоляционными покрытиями или введением в турбулентный поток нефти полимерных добавок, приводящих к увеличению пропускной способности (Q) или, при фиксированной скорости течения, к уменьшению перепада давления.The problems of preventing oil solidification are solved by equipping pipelines with track heaters, heat-insulating coatings or introducing polymer additives into the turbulent flow of oil, leading to an increase in throughput (Q) or, at a fixed flow rate, to a decrease in pressure drop.
Однако, для регулировки температуры нефти на станциях подогрева нефти, регулировки режима работы подпорных насосов, дозирования полимерных добавок и определения режимов работы систем путевого подогрева, необходим контроль обеспечения заданного распределения температуры по длине нефтепровода, то есть, необходимы постоянно обновляющиеся данные о температуре трубопровода на всем его протяжении.However, to adjust the temperature of oil at oil heating stations, adjust the operating mode of booster pumps, dispense polymer additives and determine the operating modes of track heating systems, it is necessary to ensure that the temperature distribution along the length of the pipeline is set, that is, constantly updated data on the temperature of the pipeline throughout its extent.
Изменение температуры подогретой нефти по длине нефтепровода описывается уравнением Шухова: t=tн+(tн-t0)e*(-A(k/Q)L), где t - температура нефти на расстоянии от станции подогрева, tH - начальная температура нефти, to - температура окружающей среды, k - коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду, Q - объемный расход нефти, А - константа. [Г.Г.Васильев, Г.Е.Коробков, А.А Коршак, М.В.Лурье, В.М.Писаревский, А.Д.Прохоров, А.Е.Сощенко, A.M.Шаммазов Трубопроводный транспорт нефти. 2002 г. Учеб. для вузов: В 2 т. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», Т.1. - 407 с: ил., или Сборник Н.Т. Транспортировка нефти и газа в условиях Севера, Год: 1976, УДК: 622.69, Страниц: 187, Инвентарный: 4841, Стр.4].The change in temperature of heated oil along the length of the pipeline is described by the Shukhov equation: t = tn + (tn-t0) e * (- A (k / Q) L), where t is the oil temperature at a distance from the heating station, tH is the initial oil temperature, to is the ambient temperature, k is the heat transfer coefficient from oil to the environment, Q is the volumetric flow rate of oil, A is a constant. [G. G. Vasiliev, G. E. Korobkov, A. A. Korshak, M. V. Lurie, V. M. Pisarevsky, A. D. Prokhorov, A. E. Soshchenko, A. M. Shammazov Pipeline transport of oil. 2002 Textbook. for universities: In 2 t. - M .: Nedra-Business Center LLC, T.1. - 407 s: ill., Or Collection of N.T. Oil and gas transportation in the North, Year: 1976, UDC: 622.69, Pages: 187, Inventory: 4841, Page 4].
Как следует из уравнения, температура нефти на произвольном расстоянии (Lo) от станции подогрева тем выше, чем меньше коэффициент теплопередачи и больше объемный расход.As follows from the equation, the oil temperature at an arbitrary distance (Lo) from the heating station is higher, the lower the heat transfer coefficient and the greater the volumetric flow rate.
Учитывая тот факт, что в ряде регионов применяются смешанные типы прокладки трубопроводов, а также имеются различные переходы (воздушные, водные), возникает разница в температурах окружающих сред, то расчет по вышеуказанной формуле существенно затрудняется.Considering the fact that in some regions mixed types of pipeline laying are used, and there are also various transitions (air, water), there is a difference in ambient temperatures, then the calculation using the above formula is significantly complicated.
Поэтому актуальным является постоянный мониторинг изменения температуры трубопровода на всем его протяжении, что позволяет получать данные независимо от режима работы трубопровода, вязкостных и термодинамических свойств транспортируемого продукта, сезонных и климатических изменений температуры окружающей среды.Therefore, constant monitoring of changes in the temperature of the pipeline over its entire length is relevant, which allows you to obtain data regardless of the mode of operation of the pipeline, the viscous and thermodynamic properties of the product being transported, seasonal and climatic changes in the ambient temperature.
Задачей полезной модели являлось расширение функциональных возможностей системы.The objective of the utility model was to expand the functionality of the system.
Указанная задача решается системой (совокупностью устройств) содержащей n сигнальных датчиков повреждений, выполненных с возможностью установки непосредственно на трубопровод, n блоков обработки сигналов, а также удаленное терминальное устройство, содержащее, по меньшей мере, центральный процессор, выполненный с возможностью осуществления функции управления, диагностики и обработки сигнальной информации и мультипротокольный коммутационный узел, при этом система содержит n датчиков температуры трубопровода, каждый из которых через один из n блоков обработки сигналов и удаленное терминальное устройство связан с генератором управляющих сигналов.This problem is solved by a system (a set of devices) containing n signal damage sensors configured to install directly on the pipeline, n signal processing units, as well as a remote terminal device containing at least a central processor configured to perform control, diagnostic functions and processing signal information and a multi-protocol switching node, the system contains n temperature sensors for the pipeline, each of which through yn of the n signal processing units and the remote terminal device is connected to a generator of control signals.
Заявленная полезная модель поясняется чертежом.The claimed utility model is illustrated in the drawing.
На фиг. представлена блок-схема системы мониторинга состояния трубопровода.In FIG. A block diagram of a pipeline monitoring system is presented.
Система мониторинга состояния трубопровода содержит сигнальные датчики повреждений (СДП) 1 (устанавливаются непосредственно на трубопровод на расстоянии 300-500 м друг от друга), блоки обработки сигналов (БОС) 2 и удаленное терминальное устройство 3. Каждый сигнальный датчик повреждений 1 может содержать (по аналогии с прототипом) акустический преобразователь (как правило пьезоэлектрический), предварительный усилитель, диагностический излучатель. Каждый блок обработки сигналов 2 может содержать блок автоматической регулировки усиления, микропроцессор, приемник и передатчик, аналоговый коммутатор, магистральный приемо-передающий блок в составе магистрального приемника и магистрального передатчика, усилитель, полосовой фильтр, аналого-цифровой преобразователь и адаптивный пороговый обнаружитель сигнала. Удаленное терминальное устройство 3 содержит центральный процессор 4 и мультипротокольный The pipeline monitoring system contains signal damage sensors (SDPs) 1 (installed directly on the pipeline at a distance of 300-500 m from each other), signal processing units (BOS) 2 and a remote terminal device 3. Each signal damage sensor 1 may contain ( analogies to the prototype) acoustic transducer (usually piezoelectric), pre-amplifier, diagnostic emitter. Each signal processing unit 2 may include an automatic gain control unit, a microprocessor, a receiver and a transmitter, an analog switch, a main receiver-transmitter unit comprising a main receiver and a main transmitter, an amplifier, a bandpass filter, an analog-to-digital converter, and an adaptive threshold signal detector. Remote terminal device 3 includes a central processor 4 and multi-protocol
коммутационный узел 5. К блоку обработки сигналов 2, например, с помощью кабеля подключается сигнальный датчик повреждений 1, датчик температуры 6 и кабельная линия связи (КЛС) через которую передают информацию и принимают команды управления от удаленного терминального устройства 3. С удаленным терминальным устройством 3 связан также генератор управляющих сигналов 7.switching unit 5. To the signal processing unit 2, for example, a fault signal sensor 1, a temperature sensor 6 and a cable communication line (CLS) are connected via cable to transmit information and receive control commands from a remote terminal device 3. With a remote terminal device 3 the control signal generator 7 is also connected.
Система обнаружения повреждений трубопровода работает следующим образом.The system for detecting damage to the pipeline is as follows.
Акустические сигналы с двух смежных датчиков 1, расположенных на трубопроводе наиболее близко от места механического воздействия, преобразуются в электрические сигналы, которые проходят стадии усиления, фильтрации, накопления медленно меняющихся фоновых составляющих сигнала в блоке обработки сигналов 2. Превышение сигнала над фоном выше заданного порога приводит к формированию разрешения передачи сигнала на удаленное терминальное устройство 3, где по результатам корреляционной обработки сигналов с двух смежных датчиков 1 формируется сигнал тревоги и определяется место воздействия по разности амплитуд и времен прибытия акустических сигналов к соответствующим датчикам. Передача сигнала на удаленное терминальное устройство 3 осуществляется вместе с идентификационными номерами сигнальных датчиков повреждений 1 и соответствующих им блоков обработки сигналов 2, представленных в двоичном коде в стандарте DTMF. Центральный процессор 4 объединяет в себе функции управления, диагностики элементов устройства и амплитудной и корреляционной обработки сигнальной информации, для определения места повреждения путем вычисления удаления от датчика 1 S=D/2+C*T, где С - скорость распространения звука в стенке трубопровода, Т - время запаздывания сигналов от датчиков 1. Центральный процессор 4 передает сигнал оповещения и указания местоположения в координатах всемирной системы позиционирования (GPS) посредством поддержания непрерывного информационного взаимодействия со структурами верхнего уровня через мультипротокольный коммутационный узел 5, предназначенный для согласования протоколов передачи данных. Система может иметь режим самодиагностики производимой с помощью диагностических излучателей в составе сигнальных датчиков повреждений 1.Acoustic signals from two adjacent sensors 1 located on the pipeline closest to the place of mechanical impact are converted into electrical signals that go through the stages of amplification, filtering, accumulation of slowly changing background components of the signal in the signal processing unit 2. Exceeding the signal above the background threshold to the formation of the resolution of signal transmission to the remote terminal device 3, where according to the results of correlation processing of signals from two adjacent sensors 1 is formed an alarm signal and the place of exposure is determined by the difference in amplitudes and arrival times of acoustic signals to the corresponding sensors. The signal is transmitted to the remote terminal device 3 together with the identification numbers of the signal damage sensors 1 and the corresponding signal processing units 2, presented in binary code in the DTMF standard. The central processor 4 combines the functions of control, diagnostics of the device elements and the amplitude and correlation processing of signal information to determine the location of damage by calculating the distance from the sensor 1 S = D / 2 + C * T, where C is the speed of sound propagation in the pipeline wall, T is the delay time of the signals from the sensors 1. The Central processor 4 transmits a warning signal and a location in the coordinates of the world positioning system (GPS) by maintaining continuous information interaction actions with top-level structures through a multiprotocol switching node 5, designed to coordinate data transfer protocols. The system may have a self-diagnosis mode performed using diagnostic emitters as part of signal damage sensors 1.
Данные с датчика температуры 6, в реальном времени также передаются на блок обработки сигналов (БОС) 2, который вычисляет разницу между показаниями датчика за предыдущий и текущий момент времени и передает эту разницу через центральный процессор (ЦП) 4 удаленного терминального устройства 3 на генератор управляющих Data from the temperature sensor 6, in real time is also transmitted to the signal processing unit (BOS) 2, which calculates the difference between the sensor readings for the previous and current time and transmits this difference through the central processor (CPU) 4 of the remote terminal device 3 to the control generator
сигналов 7, который формирует сигналы управления устройствами подогрева трубопровода.signals 7, which generates control signals for the heating devices of the pipeline.
Центральный процессор (ЦП) 4 вычисляет разницу между показаниями соседних датчиков и формирует текущее распределение температуры по длине трубопровода и через генератор управляющих сигналов передает информацию на устройство отображения. В случае снижения температуры трубопровода ниже допустимого уровня генератор управляющих сигналов автоматически формирует сигнал тревоги.The Central processing unit (CPU) 4 calculates the difference between the readings of neighboring sensors and generates the current temperature distribution along the length of the pipeline and through the generator of control signals transmits information to the display device. If the pipeline temperature drops below an acceptable level, the control signal generator automatically generates an alarm.
В качестве датчиков температуры 6 может быть использован известный тип сенсорных систем, которые позволяют осуществлять дистанционный он-лайн контроль параметров (температура, давление, деформация и т.д.) распределенных объектов - шахтные контейнеры, газопроводы, нефтепроводы, нефтяные скважины. [Мультисенсорные системы дистанционного контроля пространственного распределения температуры / напряжения протяженных объектов. Статья на Интернет-портале Ассоциации "СибАкадемИнновация". http://www.sibai.ru/index.php?option=com_content&task=view&id=373&Itemid=486].As temperature sensors 6, a known type of sensor systems can be used that allow remote on-line monitoring of parameters (temperature, pressure, deformation, etc.) of distributed objects - mine containers, gas pipelines, oil pipelines, oil wells. [Multi-sensor remote control systems for the spatial distribution of temperature / voltage of extended objects. An article on the Internet portal of the SibAcademInnovation Association. http://www.sibai.ru/index.php?option=com_content&task=view&id=373&Itemid=486].
Детектирующий элемент системы (волоконный сенсор) представляет собой отрезок волокна со специальными свойствами (узкополосный селективный отражатель). Спектр отраженного от волоконного сенсора лазерного излучения имеет вид узкого пика, положение которого зависит от температуры/деформации/давления объекта, к которому прикреплен сенсор. Регистрируя спектральное положение пика можно определить параметры объекта. Световые сигналы, отраженные от всех сенсоров (каждый со своей длиной волны), поступают по оптическому волокну на удаленный регистрирующий блок, который после компьютерной обработки позволяет определить температуру/деформацию/давление каждого датчика с высокой точностью в режиме реального времени.The detecting element of the system (fiber sensor) is a piece of fiber with special properties (narrow-band selective reflector). The spectrum of the laser radiation reflected from the fiber sensor has the form of a narrow peak, the position of which depends on the temperature / deformation / pressure of the object to which the sensor is attached. By registering the spectral position of the peak, one can determine the parameters of the object. Light signals reflected from all sensors (each with its own wavelength) are transmitted via optical fiber to a remote recording unit, which after computer processing allows you to determine the temperature / deformation / pressure of each sensor with high accuracy in real time.
В целом система мониторинга состояния трубопровода обеспечивает обнаружение факта и локализации места несанкционированных действий и иных факторов, способных привести к повреждению трубопровода или возникающих в результате естественного старения, механических воздействий на трубопровод, а также непрерывного мониторинга состояния стенок трубопровода и его температуры.In general, the system of monitoring the condition of the pipeline ensures the detection of the fact and localization of the place of unauthorized actions and other factors that can lead to damage to the pipeline or resulting from natural aging, mechanical stress on the pipeline, as well as continuous monitoring of the state of the pipeline walls and its temperature.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007125504/22U RU68692U1 (en) | 2007-07-05 | 2007-07-05 | PIPELINE MONITORING SYSTEM |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007125504/22U RU68692U1 (en) | 2007-07-05 | 2007-07-05 | PIPELINE MONITORING SYSTEM |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU68692U1 true RU68692U1 (en) | 2007-11-27 |
Family
ID=38960906
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007125504/22U RU68692U1 (en) | 2007-07-05 | 2007-07-05 | PIPELINE MONITORING SYSTEM |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU68692U1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2445545C1 (en) * | 2011-02-17 | 2012-03-20 | Артур Маратович Галимов | Method for determining pipeline deposit volume |
RU2515126C2 (en) * | 2008-08-21 | 2014-05-10 | Оптасенс Холдингз Лимитед | Tracking of objects in pipelines |
-
2007
- 2007-07-05 RU RU2007125504/22U patent/RU68692U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2515126C2 (en) * | 2008-08-21 | 2014-05-10 | Оптасенс Холдингз Лимитед | Tracking of objects in pipelines |
RU2445545C1 (en) * | 2011-02-17 | 2012-03-20 | Артур Маратович Галимов | Method for determining pipeline deposit volume |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Wang et al. | Novel negative pressure wave-based pipeline leak detection system using fiber Bragg grating-based pressure sensors | |
US10487648B2 (en) | Entropy based multiphase flow detection | |
CN102197287B (en) | Equipment and method for tracking objects in conduits | |
US20170138525A1 (en) | Monitoring of the Position of a Pipe Inspection Tool in a Pipeline | |
US8131121B2 (en) | Optical fiber pipeline monitoring system and method | |
US10656041B2 (en) | Detection of leaks from a pipeline using a distributed temperature sensor | |
JP2020186911A (en) | Sewerage monitoring system and construction method thereof | |
CN111222743B (en) | Method for judging vertical offset distance and threat level of optical fiber sensing event | |
EA026485B1 (en) | Method and system for the remote detection of the position of a pig device inside a pressurized pipeline | |
NZ590023A (en) | Apparatus and method to locate an object within a pipeline using one fixed and one mobile ultrasonic acoustic transmitter and receiver | |
Idachaba et al. | Current technologies and the applications of data analytics for crude oil leak detection in surface pipelines | |
RU68692U1 (en) | PIPELINE MONITORING SYSTEM | |
US20160298445A1 (en) | Flow Monitoring Tool | |
CN111765958A (en) | Vibration type identification method and system based on distributed optical fiber vibration radial distance measurement | |
Mondanos et al. | Distributed temperature and distributed acoustic sensing for remote and harsh environments | |
KR20150071392A (en) | Diagnosis system for checking a clogging in a pipeline using acoustic transfer matrix | |
CN101392869A (en) | Safety alarm and leakage alarm method for pipe | |
RU46579U1 (en) | PIPELINE DAMAGE DETECTION SYSTEM | |
CN107607066B (en) | Differential detection method and system for ponding area in underground space building | |
KR20150115246A (en) | Method and system for Collapse disaster detection using radio frequency and ultrasonic | |
RU2442072C1 (en) | Method for emergency maintenance of high pressure pipelines | |
KR101110070B1 (en) | Monitoring system of pipeline inner wall using sensor networks | |
RU2421657C1 (en) | Procedure for detection of liquid hydrocarbon leaks from mains | |
US11371342B2 (en) | Flow monitoring tool | |
CN109632671B (en) | Speed and concentration compensation method and device in laser gas remote measurement |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20090706 |