WO2002082034A2 - Method and device for detecting the location of faults in insulated conduit systems - Google Patents

Method and device for detecting the location of faults in insulated conduit systems Download PDF

Info

Publication number
WO2002082034A2
WO2002082034A2 PCT/EP2002/002797 EP0202797W WO02082034A2 WO 2002082034 A2 WO2002082034 A2 WO 2002082034A2 EP 0202797 W EP0202797 W EP 0202797W WO 02082034 A2 WO02082034 A2 WO 02082034A2
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
line system
magnetic field
wire
detected
alternating current
Prior art date
Application number
PCT/EP2002/002797
Other languages
German (de)
French (fr)
Other versions
WO2002082034A3 (en
Inventor
Rainer Becker
Christoph Rodner
Ifrit Kiselmann
Michael DISQUÉ
Wolfgang Herz
Frieder Neumann
Reiner Primke-Engel
Peter SCHÖNHERR
Ernst-Hermann Wolf
Original Assignee
Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung e.V.
Prokoning Gmbh
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 Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung e.V., Prokoning Gmbh filed Critical Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung e.V.
Priority to EP02727410A priority Critical patent/EP1386132A2/en
Publication of WO2002082034A2 publication Critical patent/WO2002082034A2/en
Publication of WO2002082034A3 publication Critical patent/WO2002082034A3/en

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M3/00—Investigating fluid-tightness of structures
    • G01M3/02—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum
    • G01M3/04—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point
    • G01M3/16—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using electric detection means
    • G01M3/165—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using electric detection means by means of cables or similar elongated devices, e.g. tapes

Definitions

  • the invention relates to a method for the detection of fault locations within a line system provided with a sheath, in the sheath of which at least one wire is arranged at a distance from the line system and running longitudinally to the line system.
  • Pipe systems with jackets relate to a large number of differently designed pipe systems, which are used for the transmission of electrical energy, in the form of electrically insulated cable arrangements, and extend to the transport of material flows in natural gas pipes or district heating pipes. All piping systems have in common that they have to be protected against external mechanical, thermal or weather-related influences, which is why they are usually provided with a moisture-proof jacket. However, if the sheathing protecting the internal line system is damaged, its protective effect is locally considerably impaired, as a result of which the line system is exposed to the above-mentioned external influences without protection. It is precisely these defects that need to be detected before the line system suffers irreversible damage.
  • District heating pipes are surrounded in a manner known per se with a foam-filled plastic jacket and are laid a few meters underground.
  • water circulates in the pipes between a central heating station and the various consumers.
  • the district heating pipes which are designed as steel pipes and have different diameters, are used in the flow and return, which are adapted to the size of the respective network or network section.
  • the pipes are provided with a jacket made of insulating rigid foam to reduce heat loss and with an outer plastic jacket pipe to protect them from external mechanical influences and moisture from the ground.
  • the pipes When operating a district heating network, the pipes are generally monitored for leaks. In addition to damage to the outer jacket, leaks in the media pipes, which are often caused by weld defects, can also lead to moisture. As these moisture points can lead to energy loss and destruction of the piping system, they must be detected, located and remedied immediately.
  • the leak detection must be done in another way. This takes advantage of the fact that the inside of the pipe jacket always remains dry when the pipe system is intact, while a leak is associated with a substantial accumulation of moisture in the rigid foam. If it is possible to detect and localize this moisture with a suitable method, the detection and location of the cause of the leakage is also achieved indirectly. Moisture inside the casing can also be caused by soil water that has penetrated due to damage to the outer cladding tube. Here, too, there is a serious disturbance situation, since in addition to the heat losses associated with moisture penetration of the foam, the penetrating soil water with the salts dissolved therein forces pipe corrosion and the dissolution of the pipe-foam-jacket pipe combination. As with moisture ingress as a result of a leak in the media pipe, the actual leakage monitoring of the other pipe sections is deactivated by the moisture error.
  • monitoring wires or metallic conductors are already arranged in the hard foam on both sides of the pipes at the factory, which are looped through when the pipes are laid in the weld seam sockets and carried on to the house connections, where they are accessible at all times.
  • a previously known possibility of detecting moisture is by measuring the direct current resistance between the two monitoring wires. Because of its albeit low ion concentration due to dissolved salts, locally available water reduces the insulation resistance of the rigid foam. This Ohm 'specific resistance is measured on the monitoring wires from the feed from. In the case of dry and therefore faultless cables, the measured resistance is in the M ⁇ range and is limited by the leakage losses in the insulating foam. In the case of a wet cable, the measured resistance represents the total value of the wire resistance over the length to the wet point and the contact resistance between the wires there. This method has a high sensitivity and works from resistances below 500 k ⁇ . However, only a yes / no decision as to whether moisture is present or not is possible.
  • So-called time-domain reflectometry is also used to localize moisture spots.
  • a voltage pulse is applied to the monitoring wires, which spreads along the wires, is reflected at the location of the moisture due to the jump in electrical conductivity, and runs back to the feed point.
  • the sensitivity of the method is lower than that of the DC resistance measurement, since interference due to reflections add up over the entire length of the line and raise the noise background. The process only works reliably from higher moisture levels.
  • the measured transit time of the voltage pulse is a measure of the pipe length between the leak at which the reflection took place and the feed point. The implementation of the transit time measurement in a location determination is only possible if the course of the pipes in the ground is exactly known.
  • the commercially available metal detectors and inductive proximity switches are based on the eddy current method.
  • the test object to be detected is brought into the effective range of an eddy current sensor through which alternating current flows, in the simplest case a coil.
  • the test object is a metallic conductor, semiconductor or ion conductor, that is to say electrically conductive
  • eddy currents are induced in it by the alternating magnetic field that surrounds the sensor, the intensity of which depends on the electrical, magnetic and geometric parameters of the test object.
  • the eddy currents in turn are magnetic Secondary field concatenated, which overlaps with the primary sensor field to form the overall magnetic field and is mapped and measured in the impedance, the so-called AC resistance of the sensor.
  • the course of the underground pipelines can be tracked precisely by the operator, from a known starting point, with a manual or mechanically performed pivoting movement of the sensor over the ground to determine the location of the maximum interaction, i.e. determines the smallest distance between the sensor and the pipeline and progresses along the pipeline in pursuit of this location.
  • This can reduce the uncertainty of the location of the damage site in the direction transverse to the pipe run.
  • the location of the damage in the longitudinal direction of the pipeline is not possible.
  • the measuring sensitivity is not sufficient to directly detect corrosion in the pipe or the weld seam (classic eddy current error check).
  • the measuring effects of a faultless and a defective pipe differ in the range of fluctuation of the effective disturbance parameters, such as depth, pipe wall thickness, weld seam formation, soil moisture, etc. only a little.
  • the method is fundamentally suitable for determining moisture and gradients thereof in the ground, it is not possible to distinguish whether the detected moisture is a sign of a damage location inside the pipe shell or outside in the surrounding earth, where it is always more or is less abundant.
  • the eddy current sensor's area of action simultaneously detects the inside and the outside of the pipe casing. An improvement in the lateral resolution is not possible due to the large depth and the associated relatively large-area sensor.
  • the known displacement current method is the dielectric analogue to the magnetic eddy current method.
  • Metal electrodes of various shapes come into consideration as capacitive sensors.
  • the The method is sensitive to the dielectric properties ( ⁇ r ) of the test object. In the present case, these are the dielectric constants of the insulating foam, the soil, and in particular that of the water to be detected there.
  • the lateral resolution is not sufficient to distinguish whether the detected moisture is inside or outside the pipe jacket.
  • Metal surfaces or bodies that are in the effective range of the capacitive sensor cause shielding effects and are the cause of interference signals.
  • alternating current is fed into the line system and into the at least one wire or into two or more wires which are spaced apart from one another. Furthermore, the magnetic field generated by the alternating current through the line system and the wire or through the wires is detected in a spatially resolved manner along the line system, and finally, on the basis of the detected magnetic field, a magnetic field evaluation is carried out, by means of which the fault locations can be detected precisely.
  • two monitoring wires running parallel to each other are drawn inside the plastic jacket. The following considerations start from this case, but systems that deviate from this are also dealt with.
  • the resistance measured at the feed point is purely real in the case of direct current measurement, with current and voltage being in phase along the entire two-wire line.
  • inductive and capacitive resistance components are added in the AC case.
  • the resistance measured at the infeed point is thus complex - one also speaks of the AC resistance or the impedance in this context - so that a corresponding phase shift between current and voltage occurs.
  • an equivalent circuit diagram which shows a two-wire line with an alternating current feed and a moist point as a fault location.
  • the two-wire line symbolizes the arrangement of a district heating pipeline within the sheath of which two parallel monitoring wires are provided. Both monitoring wires are electrically insulated from each other by the rigid foam inside the plastic sheathing.
  • an alternating current voltage U_ is applied to the two-wire line, which leads to an alternating current I in connection with the total impedance Z ⁇ _ of the line arrangement.
  • the following therefore applies to the total impedance ZL:
  • ZL RQ + s (2R D raht + j ⁇ L ra ht) + RFeuc te / G ⁇ s -C wire)
  • the total length S L of the pipeline is included in the capacity value of the wire. This capacitance is parallel to the contact resistance R F eu chte in the area of the moisture point. This means that the current flow does not decrease completely after the wet point, but a capacitive current remains until the end of the pipeline.
  • the entire line is split into several individual sections, each with only one moisture point, for which the load resistances result in accordance with the above relationship and the parameters given in the subsections.
  • the total resistance of the route to the last wet point is calculated as the parallel connection of the impedances of the individual sections. This means that the current along the route gradually decreases after each wet point.
  • the step amplitude depends on the ratios of the contact resistances at the various moisture points.
  • two separate monitoring wires are not provided in all piping systems, but in some manufacturers only a single monitoring wire is laid in the rigid foam.
  • the extensive amplitude and phase information available with AC excitation is queried as a function of the location along the line.
  • the magnetic field which is linked to the line current and surrounds the conductor on closed paths, is used as an information carrier.
  • the amplitude and phase of the magnetic field is the exact image of the amplitude and phase distribution of the current on the line below at any distance above the line.
  • the sought-after central scanning position is modeled, as it were, on the eddy current method, in that the operator determines the signal maximum in a manual or mechanically executed pivoting movement of the sensor transverse to the pipe run.
  • the evaluation for example by merely observing the signal changes with respect to the amplitude and phase of the magnetic field as it progresses in the direction of the pipe run, leads to the point at which moisture is present in the interior of the pipe jacket. As long as the operator is between the feed point and the wet point, the signal maximum remains almost constant. If the moisture point is exceeded, the signal maximum collapses and the phase direction of the purely capacitive line current is displayed.
  • the magnetic field is preferably scanned with an inductive sensor which, due to the large distance between the sensor and the pipeline, typically of up to 2 m, meets the high requirements for signal dynamics.
  • the signal processing is connected downstream, which processes the recorded measurement signals in such a way that an operator is able to interpret the measurement signals in a simple, reliable and comprehensible manner.
  • the complex received signal at the sensor is amplified and converted by means of a quadrature demodulator into two rectified signal components, the so-called real and imaginary part of the received voltage, which ultimately represent the amplitude and phase of the current on the line.
  • the amplification and rectification of the measurement signals can be extremely narrow-band. A bandwidth of 3 Hz is typical for one Excitation frequency of 30 kHz. This corresponds to a relative bandwidth of 100 ppm. Interfering interference signals can thus be effectively suppressed. Interference signals can be caused by high-current or data lines with high signal activity, which run close to the heating pipe and are sometimes laid in the same floor duct.
  • adjustable phase directions can be hidden or selected in order to systematic interference signals such. B. to suppress the measuring effects of the capacitive leakage and residual currents behind the wet area.
  • the phase selection can preferably be carried out in such a way that only the real signal component is displayed at the signal output, which is caused by the cross current that flows between the monitoring wires at the wet point.
  • the moisture point is noticed as an abrupt drop in signal when the operator exceeds it and leaves it behind. If there are multiple moisture points along the pipeline, the signal drop when the individual points are exceeded is less clear. Here, however, the additional phase shift that occurs can be used to confirm the display of the wet point.
  • a test device suitable for carrying out the method according to the invention accordingly consists of the following main components which are connected or communicate with one another:
  • inductive sensors that can be optimized with regard to the depth range, as well as fluxgate, GMR and SQUID sensors come into question.
  • the magnetic field sensor is moved along the line course and at the same time swiveled transversely to the line course.
  • the deflection in the transverse direction is typically ⁇ 1 m and must clearly show the signal maximum in this direction. This enables the line to be detected and tracked in the transverse movement.
  • the fault location is characterized by significant signal changes in the longitudinal movement. Both movements can be realized either by walking and manually swiveling the sensor or automatically with a mobile test system, for example rolling on wheels, as well as a motor-driven swivel arm that carries the sensor.
  • Analog electronics with amplifier and phase-selective rectifier for processing the sensor receive voltage Because of the low signal level, a high gain of up to 100 dB should be adjustable. For the same reason, a very small signal bandwidth of typically 3 Hz bandwidth is required in order to be able to reliably suppress interfering interference signals. This can be achieved using a narrow-band quadrature demodulator or a PLL circuit, both of which require a synchronous signal connection to the AC voltage generator at the feed point. This can be done using a cable that the operator carries with him when walking down the line or wirelessly using radio and telemetry.
  • High pass filtering in the local area to suppress influencing variables that are slowly changing with regard to the location, e.g. variable depth of the pipeline.
  • Interactive marking options for the test site by setting time stamps when recording data.
  • the method explained above which is based on the phase-selective and spatially resolved magnetic field scanning, can also be used for the detection of fault locations of a very general nature, such as the detection of cable breaks or short circuits between two cables.
  • the method offers the exact determination of the course of a pipeline system, which runs buried under a thick layer of earth, for example, even without the presence of defects. This is particularly important for the planning and construction of route layouts in areas where all types of piping systems have already been installed.

Abstract

The invention relates to a method for detecting the location of faults in a conduit system that is provided with a jacket, at least one wire that runs in a longitudinal direction in relation to the conduit system being located in said jacket at a distance from the conduit system. The invention is characterised in that an alternating current is supplied to the conduit system and the wire or the two or more wires which run at a distance from one another, that the magnetic field generated by the alternating current through the conduit system, or by the wire or wires is detected in a locally resolved manner along the conduit system and that a magnetic field evaluation is carried out based on the detected magnetic field, said evaluation being used to detect the location of faults.

Description

Verfahren und Vorrichtung zur Detektion von Fehlerstellen in isolierten Method and device for the detection of defects in isolated
Leitungssystemenline systems
Technisches GebietTechnical field
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Detektion von Fehlerstellen innerhalb eines mit einer Ummantelung versehenen Leitungssystems, in dessen Ummantelung beabstandet vom Leitungssystem wenigstens ein Draht längs zum Leitungssystem verlaufend angeordnet ist.The invention relates to a method for the detection of fault locations within a line system provided with a sheath, in the sheath of which at least one wire is arranged at a distance from the line system and running longitudinally to the line system.
Stand der TechnikState of the art
Mit einer Ummantelung versehene Leitungssysteme betreffen eine Vielzahl unterschiedlich ausgebildeter Leitungssysteme, die zur Übertragung von elektrischer Energie dienen, in Form elektrisch isolierter Kabelanordnungen, und bis hin zum Transport von Stoffströmen in Erdgasleitungen oder Fernwärmerohren reichen. Allen Leitungssystemen ist gemein, dass sie vor äußeren mechanischen, thermischen oder witterrungsbedingten Einflüssen geschützt werden müssen, weshalb sie mit einer zumeist feuchtigkeitdichten Ummantelung versehen sind. Wird jedoch die das innenliegende Leitungssystem schützende Ummantelung verletzt, so ist ihre Schutzwirkung lokal erheblich beeinträchtigt, wodurch das Leitungssystem den vorstehend genannten äußeren Einwirkungen ungeschützt ausgesetzt ist. Eben jene Fehlerstellen gilt es zu detektieren, noch bevor das Leitungssystem einen irreversiblen Schaden davonträgt. Die nachstehenden Ausführungen beziehen sich vornehmlich auf Fernwärmerohre, doch sind alle in diesem Zusammenhang angestellten Überlegungen grundsätzlich auch auf mit einer Ummantelung versehene allgemeine Leitungssysteme zu übertragen. Fernwärmerohre sind in an sich bekannter Weise mit einem schaumgefüllten Kunststoffmantel umgeben und werden einige Meter unter der Erde verlegt. In einem Leitungsverbund zirkuliert in den Rohrleitungen Wasser zwischen einer zentralen Heizstelle und den verschiedenen Verbrauchern. Im Vor- und Rücklauf werden die als Stahlrohre ausgebildeten Fernwärmerohre mit unterschiedlichen Durchmessern eingesetzt, die der Größe des jeweiligen Netzes bzw. Netzabschnitts angepaßt sind. Die Rohre sind, neben rohrstatischen Gründen zur Verringerung der Wärmeverluste mit einer Ummantelung aus isolierendem Hartschaum und zum Schutz vor äußeren mechanischen Einwirkungen sowie vor Bodenfeuchtigkeit mit einem äußeren Kunststoff-Mantelrohr versehen.Pipe systems with jackets relate to a large number of differently designed pipe systems, which are used for the transmission of electrical energy, in the form of electrically insulated cable arrangements, and extend to the transport of material flows in natural gas pipes or district heating pipes. All piping systems have in common that they have to be protected against external mechanical, thermal or weather-related influences, which is why they are usually provided with a moisture-proof jacket. However, if the sheathing protecting the internal line system is damaged, its protective effect is locally considerably impaired, as a result of which the line system is exposed to the above-mentioned external influences without protection. It is precisely these defects that need to be detected before the line system suffers irreversible damage. The following explanations relate primarily to district heating pipes, but all considerations made in this context should in principle also be transferred to encased general piping systems. District heating pipes are surrounded in a manner known per se with a foam-filled plastic jacket and are laid a few meters underground. In a network of pipes, water circulates in the pipes between a central heating station and the various consumers. The district heating pipes, which are designed as steel pipes and have different diameters, are used in the flow and return, which are adapted to the size of the respective network or network section. In addition to static pipe reasons, the pipes are provided with a jacket made of insulating rigid foam to reduce heat loss and with an outer plastic jacket pipe to protect them from external mechanical influences and moisture from the ground.
Beim Betrieb eines Fernwärmenetzes werden die Rohrleitungen im Allgemeinen bezüglich ihrer Dichtheit überwacht. Neben Beschädigungen der äußeren Ummantelung können auch Leckagen an den Medienrohren, die häufig durch Schweißnahtfehler hervorgerufen werden, zu Feuchtestellen führen. Da diese Feuchtestellen zu Energieverlusten und zur Zerstörung des Rohrleitungssystems führen können, sind sie umgehend zu detektieren, zu orten und zu beheben.When operating a district heating network, the pipes are generally monitored for leaks. In addition to damage to the outer jacket, leaks in the media pipes, which are often caused by weld defects, can also lead to moisture. As these moisture points can lead to energy loss and destruction of the piping system, they must be detected, located and remedied immediately.
Die direkte Detektion eines durch Material- oder Montagefehler hervorgerufenen Lecks, z.B. durch Einsatz eines Verfahrens der zerstörungsfreien Prüfung ist nicht möglich, da die Rohre tief im Boden mit einer Überdeckung von bis zu 2 m verlegt sind und schon kleinste Löcher in der Rohrwand, die weit unterhalb der Nachweisgrenze dieser Verfahren liegen, zu vorstehend genannten Beeinträchtigungen führen.Direct detection of a leak caused by material or assembly errors, e.g. The use of a non-destructive testing method is not possible, since the pipes are laid deep in the ground with an overlap of up to 2 m and even the smallest holes in the pipe wall, which are far below the detection limit of these methods, lead to the above-mentioned impairments.
Deshalb muß die Detektion des Lecks auf anderem Wege erfolgen. Dabei macht man sich zunutze, daß beim intakten Rohrsystem das Innere der Rohrummantelung stets trocken bleibt, während eine Leckage mit einer ergiebigen Feuchtigkeitsansammlung im Hartschaum verbunden ist. Wenn es gelingt, mit einem geeigneten Verfahren diese Feuchtigkeit zu detektieren und zu lokalisieren, ist auf indirektem Wege auch die Detektion und Ortsbestimmung der verursachenden Leckage gegeben. Feuchtigkeit im Inneren der Ummantelung kann auch durch Bodenwasser verursacht sein, das durch eine Beschädigung des äußeren Hüllrohrs eingedrungen ist. Auch dabei liegt eine gravierende Störsituation vor, da neben den mit Durchfeuchtung des Schaumes verbundene Wärmeverluste das eindringende Bodenwasser mit den darin gelösten Salzen die Rohrkorrosion sowie die Auflösung des Verbundes Rohr- Schaum-Mantelrohr forciert. Wie am Feuchteeinbruch in Folge einer Leckage am Medienrohr wird durch den Feuchtefehler auch hier die eigentliche Leckageüberwachung der übrigen Rohrabschnitte außer Funktion gesetzt.Therefore, the leak detection must be done in another way. This takes advantage of the fact that the inside of the pipe jacket always remains dry when the pipe system is intact, while a leak is associated with a substantial accumulation of moisture in the rigid foam. If it is possible to detect and localize this moisture with a suitable method, the detection and location of the cause of the leakage is also achieved indirectly. Moisture inside the casing can also be caused by soil water that has penetrated due to damage to the outer cladding tube. Here, too, there is a serious disturbance situation, since in addition to the heat losses associated with moisture penetration of the foam, the penetrating soil water with the salts dissolved therein forces pipe corrosion and the dissolution of the pipe-foam-jacket pipe combination. As with moisture ingress as a result of a leak in the media pipe, the actual leakage monitoring of the other pipe sections is deactivated by the moisture error.
In den Rohrleitungsnetzen sind die Voraussetzungen zum Einsatz der Meßverfahren, die auf dem Nachweis von Feuchtigkeit in der Ummantelung beruhen, in vielen Fällen schon geschaffen. Zu diesem Zweck werden z.T. schon werkseitig im Hartschaum beiderseits der Rohre sogenannte Überwachungsdrähte bzw. metallische Leiter angeordnet, die bei der Verlegung der Rohre in den Muffen der Schweißnähte durchgeschleift und bis zu den Hausanschlüssen weitergeführt werden, wo sie jederzeit zugänglich sind.In many cases, the prerequisites for using measuring methods based on the detection of moisture in the casing have already been created in the pipeline networks. For this purpose, So-called monitoring wires or metallic conductors are already arranged in the hard foam on both sides of the pipes at the factory, which are looped through when the pipes are laid in the weld seam sockets and carried on to the house connections, where they are accessible at all times.
Eine bisher bekannte Möglichkeit der Detektion der Feuchtigkeit erfolgt durch Messung des Gleichstromwiderstandes zwischen den beiden Überwachungsdrähten. Lokal vorhandenes Wasser vermindert wegen seiner, wenn auch geringen lonenkonzentration durch gelöste Salze, den Isolationswiderstandes des Hartschaums. Dieser Ohm'sche Widerstand wird über die Überwachungsdrähte von der Einspeisestelle aus gemessen. Im Fall der trockenen und somit fehlerfreien Leitung liegt der gemessene Widerstand im MΩ-Bereich und wird durch die Ableitungsverluste im Isolierschaum begrenzt. Im Fall der feuchten Leitung stellt der gemessene Widerstand den Summenwert des Drahtwiderstandes über die Länge bis zur Feuchtestelle und des dortigen Übergangswiderstandes zwischen den Drähten dar. Dieses Verfahren besitzt eine hohe Nachweisempfindlichkeit und arbeitet ab Widerständen unterhalb 500 kΩ. Allerdings ist nur eine ja/nein-Entscheidung, ob Feuchtigkeit vorhanden ist oder nicht, möglich. Auch wird die sogenannte Zeitbereichsreflektometrie zur Lokalisierung von Feuchtigkeitsstellen eingesetzt. An der Einspeisestelle, am Hausanschluß oder an der freigelegten Rohrmuffe im Erdreich, wird auf die Überwachungsdrähte ein Spannungsimpuls gegeben, der sich entlang der Drähte ausbreitet, am Ort der Feuchtigkeit wegen des Sprungs der elektrischen Leitfähigkeit reflektiert wird und zur Einspeisestelle zurückläuft. Die Empfindlichkeit des Verfahrens ist geringer als die der Gleichstrom-Widerstands-Messung, da sich Störungen bedingt durch Reflexionen über die gesamte Leitungslänge addieren und den Rauschuntergrund anheben. Das Verfahren arbeitet erst ab größeren Feuchtigkeitsgehalten zuverlässig. Die gemessene Laufzeit des Spannungspulses ist ein Maß für die Rohrlänge zwischen dem Leck, an dem die Reflektion stattgefunden hat und der Einspeisestelle. Die Umsetzung der Laufzeitmessung in eine Ortsbestimmung ist nur dann möglich, wenn der Verlauf der Rohrleitungen im Erdboden genau bekannt ist. Abgesehen davon, daß bei der Rohrverlegung immer mehr oder weniger große Abweichungen zwischen Soll- und Ist-Verlauf der Rohre bestehen, ist auch bei gut dokumentierter Isometrie die Lokalisierung der Schadenstelle aus großem Abstand, bspw. einige hundert Meter zwischen Einspeisestelle und Feuchtestelle, so ungenau, daß meist großflächige Erdaushübe mit möglicherweise mehrmaligen Zielversuchen notwendig sind, um die Schadensstelle für die Reparatur freizulegen. Dadurch entstehen enorme Kosten, insbesondere dann, wenn sich die Schadensstelle unter einer Beton- oder Asphaltdecke befindet. Hier wird von den Betreibern der Fernwärmenetze sowie von den Verlegern und Herstellern der Rohre ein Verfahren gefordert, das eine punktgenaue Ortung der Schadenstelle leistet.A previously known possibility of detecting moisture is by measuring the direct current resistance between the two monitoring wires. Because of its albeit low ion concentration due to dissolved salts, locally available water reduces the insulation resistance of the rigid foam. This Ohm 'specific resistance is measured on the monitoring wires from the feed from. In the case of dry and therefore faultless cables, the measured resistance is in the MΩ range and is limited by the leakage losses in the insulating foam. In the case of a wet cable, the measured resistance represents the total value of the wire resistance over the length to the wet point and the contact resistance between the wires there. This method has a high sensitivity and works from resistances below 500 kΩ. However, only a yes / no decision as to whether moisture is present or not is possible. So-called time-domain reflectometry is also used to localize moisture spots. At the feed point, at the house connection or at the exposed pipe socket in the ground, a voltage pulse is applied to the monitoring wires, which spreads along the wires, is reflected at the location of the moisture due to the jump in electrical conductivity, and runs back to the feed point. The sensitivity of the method is lower than that of the DC resistance measurement, since interference due to reflections add up over the entire length of the line and raise the noise background. The process only works reliably from higher moisture levels. The measured transit time of the voltage pulse is a measure of the pipe length between the leak at which the reflection took place and the feed point. The implementation of the transit time measurement in a location determination is only possible if the course of the pipes in the ground is exactly known. In addition to the fact that there are always more or less large deviations between the nominal and actual course of the pipes when laying the pipes, the location of the damage location is also inaccurate, for example a few hundred meters between the feed point and the wet point, even with well-documented isometry that mostly large-scale excavations with possibly multiple attempts at the target are necessary to expose the damaged area for repair. This results in enormous costs, especially if the damage site is under a concrete or asphalt surface. Here, the operators of the district heating networks and the publishers and manufacturers of the pipes are required to carry out a process that can pinpoint the damage point.
Auf dem Wirbelstromverfahren basieren die handelsüblichen Metalldetektoren und induktiven Näherungsschalter. Das zu detektierende Prüfobjekt wird in den Wirkungsbereich eines von Wechselstrom durchflossenen Wirbelstromsensors, im einfachsten Fall eine Spule, gebracht. Falls das Prüfobjekt ein metallischer Leiter, Halbleiter oder lonenleiter, also elektrisch leitfähig ist, werden in diesem durch das magnetische Wechselfeld, das den Sensor umgibt, Wirbelströme induziert, deren Intensität von den elektrischen, magnetischen und geometrischen Parametern des Prüfobjektes abhängt. Die Wirbelströme sind ihrerseits mit einem magnetischen Sekundärfeld verkettet, das sich mit dem primären Sensorfeld zu dem magnetischen Gesamtfeld überlagert und sich in der Impedanz, der sogenannte Wechselstromwiderstand des Sensors abbildet und gemessen wird.The commercially available metal detectors and inductive proximity switches are based on the eddy current method. The test object to be detected is brought into the effective range of an eddy current sensor through which alternating current flows, in the simplest case a coil. If the test object is a metallic conductor, semiconductor or ion conductor, that is to say electrically conductive, eddy currents are induced in it by the alternating magnetic field that surrounds the sensor, the intensity of which depends on the electrical, magnetic and geometric parameters of the test object. The eddy currents in turn are magnetic Secondary field concatenated, which overlaps with the primary sensor field to form the overall magnetic field and is mapped and measured in the impedance, the so-called AC resistance of the sensor.
Mit diesem Verfahren gelingt es, den Verlauf der erdverlegten Rohrleitungen exakt zu verfolgen, indem der Operator von einer bekannten Startstelle aus mit einer manuellen oder mechanisiert durchgeführten Schwenkbewegung des Sensors über den Erdboden den Ort der maximalen Wechselwirkung, d.h. den geringster Abstand zwischen Sensor und Rohrleitung feststellt und in Verfolgung dieses Ortes entlang der Rohrleitung fortschreitet. Damit kann die Unsicherheit der Lokalisierung der Schadenstelle in der Querrichtung zum Rohrverlauf verringert werden. Die Ortung der Schadenstelle in Längsrichtung der Rohrleitung ist jedoch nicht möglich. So reicht wegen der großen Erdüberdeckung die Meßempfindlichkeit nicht aus, um Korrosion im Rohr oder der Schweißnaht direkt zu detektieren (klassische Wirbelstrom-Fehlerprüfung). Die Meßeffekte eines fehlerfreien und eines schadhaften Rohrs unterscheiden sich im Rahmen der Schwankungsbreite der wirksamen Störparameter, wie Tiefenlage, Rohrwandstärke, Schweißnahtausbildung, Bodenfeuchtigkeit u.a. nur wenig.With this method, the course of the underground pipelines can be tracked precisely by the operator, from a known starting point, with a manual or mechanically performed pivoting movement of the sensor over the ground to determine the location of the maximum interaction, i.e. determines the smallest distance between the sensor and the pipeline and progresses along the pipeline in pursuit of this location. This can reduce the uncertainty of the location of the damage site in the direction transverse to the pipe run. However, the location of the damage in the longitudinal direction of the pipeline is not possible. Because of the large earth coverage, the measuring sensitivity is not sufficient to directly detect corrosion in the pipe or the weld seam (classic eddy current error check). The measuring effects of a faultless and a defective pipe differ in the range of fluctuation of the effective disturbance parameters, such as depth, pipe wall thickness, weld seam formation, soil moisture, etc. only a little.
Obwohl das Verfahren grundsätzlich geeignet ist, Feuchtigkeit und Gradienten derselben im Erdboden festzustellen, ist es zum anderen nicht möglich, zu unterscheiden, ob sich die festgestellte Feuchtigkeit als Kennzeichen einer Schadensstelle im Inneren des Rohrmantels oder außerhalb im umgebenden Erdreich befindet, wo sie stets mehr oder weniger ausgiebig vorhanden ist. Der Wirbelstromsensor erfaßt mit seinem Wirkungsbereich gleichzeitig das Innere und das Äußere der Rohrummantelung. Eine Verbesserung des lateralen Auflösungsvermögens ist wegen der großen Tiefenlage und des damit verbundenen relativ großflächigen Sensors nicht möglich.On the other hand, although the method is fundamentally suitable for determining moisture and gradients thereof in the ground, it is not possible to distinguish whether the detected moisture is a sign of a damage location inside the pipe shell or outside in the surrounding earth, where it is always more or is less abundant. The eddy current sensor's area of action simultaneously detects the inside and the outside of the pipe casing. An improvement in the lateral resolution is not possible due to the large depth and the associated relatively large-area sensor.
Bei dem bekannten Verschiebungsstrom-Verfahren handelt es sich um das dielektrische Analogon zum magnetischen Wirbelstromverfahren. Als kapazitive Sensoren kommen hierbei Metallelektroden vielfältiger Form ihn Betracht. Das Verfahren ist empfindlich auf die dielektrischen Eigenschaften (εr) des Prüfobjektes. Im vorliegenden Fall sind dies die Dielektrizitätskonstanten des Isolierschaums, des Erdbodens und insbesondere die des dort zu detektierenden Wassers. Wie im Fall des Wirbelstromverfahrens reicht das laterale Auflösungsvermögen nicht aus, um zu unterscheiden, ob sich die detektierte Feuchtigkeit innerhalb oder außerhalb des Rohrmantels befindet. Metallflächen oder -körper, die sich im Wirkungsbereich des kapazitiven Sensors befinden, bewirken Abschirmeffekte und sind Ursache von Störsignalen.The known displacement current method is the dielectric analogue to the magnetic eddy current method. Metal electrodes of various shapes come into consideration as capacitive sensors. The The method is sensitive to the dielectric properties (ε r ) of the test object. In the present case, these are the dielectric constants of the insulating foam, the soil, and in particular that of the water to be detected there. As in the case of the eddy current method, the lateral resolution is not sufficient to distinguish whether the detected moisture is inside or outside the pipe jacket. Metal surfaces or bodies that are in the effective range of the capacitive sensor cause shielding effects and are the cause of interference signals.
Darstellung der ErfindungPresentation of the invention
Es besteht daher die Aufgabe ein Verfahren zur Detektion von Fehlerstellen, insbesondere Feuchtestellen innerhalb eines mit einer Ummantelung versehenen Leitungssystems, insbesondere Fernwärmerohr, in dessen Ummantelung beabstandet vom Leitungssystem wenigstens ein Draht längs zum Leitungssystem verlaufend angeordnet ist, derart weiterzubilden, dass eine exakte Lokalisierung von Fehlerstellen entlang des Leitungssystems mit möglichst einfachen Mitteln ohne großen arbeitstechnischen Aufwand zuverlässig möglich sein soll.There is therefore the task of developing a method for the detection of fault locations, in particular moisture points within a line system provided with a sheathing, in particular a district heating pipe, in the sheathing of which at least one wire is arranged at a distance from the line system and running along the line system in such a way that an exact localization of fault locations should be reliably possible along the piping system with the simplest possible means without great technical expenditure.
Die Lösung der der Erfindung zugrundeliegenden Aufgabe ist im Anspruch 1 angegeben. Den Erfindungsgedanken vorteilhaft weiterbildende Maßnahmen sind Gegenstand der Unteransprüche sowie der Beschreibung zu entnehmen.The solution to the problem on which the invention is based is specified in claim 1. Measures which advantageously further develop the inventive concept are the subject matter of the subclaims and the description.
Erfindungsgemäß wird bei dem Verfahren gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1 Wechselstrom in das Leitungssystem sowie in den wenigstens einen Draht oder in zwei oder mehr zueinander beabstandet verlaufende Drähte eingespeist. Ferner wird das durch den Wechselstrom durch das Leitungssystem und den Draht oder durch die Drähte erzeugte Magnetfeld längs des Leitungssystems ortsaufgelöst delektiert und schließlich wird auf Grundlage des detektierten Magnetfeldes eine Magnetfeldauswertung durchgeführt wird, mittels der die Fehlerstellen lagegenau detektierbar sind. In den meisten Leitungssystemen von Fernwärmerohren sind zwei parallel zueinander verlaufende Überwachungsdrähte innerhalb der Kunststoffummantelung gezogen. Die nachfolgenden Betrachtungen gehen zunächst von dieser Fallkonstellation aus, doch werden auch hiervon abweichende Systeme behandelt.According to the invention, in the method according to the preamble of claim 1, alternating current is fed into the line system and into the at least one wire or into two or more wires which are spaced apart from one another. Furthermore, the magnetic field generated by the alternating current through the line system and the wire or through the wires is detected in a spatially resolved manner along the line system, and finally, on the basis of the detected magnetic field, a magnetic field evaluation is carried out, by means of which the fault locations can be detected precisely. In most district heating pipe systems, two monitoring wires running parallel to each other are drawn inside the plastic jacket. The following considerations start from this case, but systems that deviate from this are also dealt with.
Wie in der Einleitung zum Stand der Technik beschrieben ist bei der Gleichstrommessung der an der Einspeisestelle gemessene Widerstand rein reell, wobei Strom und Spannung entlang der gesamten Zweidrahtleitung in Phase sind. Demgegenüber treten im Wechselstromfall induktive und kapazitive Widerstandskomponenten hinzu. Der an der Einspeisestelle gemessene Widerstand ist somit komplex - man spricht in diesem Zusammenhang auch von dem Wechselstromwiderstand oder auch von der Impedanz -, so daß sich eine entsprechende Phasenverschiebung zwischen Strom und Spannung einstellt.As described in the introduction to the prior art, the resistance measured at the feed point is purely real in the case of direct current measurement, with current and voltage being in phase along the entire two-wire line. In contrast, inductive and capacitive resistance components are added in the AC case. The resistance measured at the infeed point is thus complex - one also speaks of the AC resistance or the impedance in this context - so that a corresponding phase shift between current and voltage occurs.
In der einzigen Figur ist hierzu ein Ersatzschaltbild dargestellt, das eine Zweidrahtleitung mit Wechselstromeinspeisung und einer Feuchtestelle als Fehlerstelle zeigt. Die Zweidrahtleitung versinnbildlicht die Anordnung einer Fernwärmerohrleitung innerhalb deren Ummantelung zwei parallel verlaufende Überwachungsdrähte vorgesehen sind. Beide Überwachungsdrähte sind gegenseitig durch den innerhalb der Kunststoffummantelung eingebrachten Hartschaumes elektrisch isoliert. Nun wird eine Wechselstromspannung U_ an die Zweidrahtleitung angelegt, die in Verbindung mit der Gesamtimpedanz Zι_ der Leitungsanordnung zu einem Wechselstrom I, führt. Für die Gesamtimpedanz ZL gilt somit:In the single figure, an equivalent circuit diagram is shown, which shows a two-wire line with an alternating current feed and a moist point as a fault location. The two-wire line symbolizes the arrangement of a district heating pipeline within the sheath of which two parallel monitoring wires are provided. Both monitoring wires are electrically insulated from each other by the rigid foam inside the plastic sheathing. Now an alternating current voltage U_ is applied to the two-wire line, which leads to an alternating current I in connection with the total impedance Zι_ of the line arrangement. The following therefore applies to the total impedance ZL:
ZL = RQ + s(2RDraht + jωL raht) + RFeuc te / Gωs-CDraht)ZL = RQ + s (2R D raht + jωL ra ht) + RFeuc te / G ωs -C wire)
mit RQ Innenwiderstand der Spannungsquelle s Abstand zwischen Einspeisestelle und Feuchtestellewith RQ internal resistance of the voltage source s Distance between the feed point and the wet point
Rpraht Ohm'scher Widerstand des Überwachungsdrahts mit derRPrA ht ohmic resistance of the wire to the monitoring
Länge 1 m j imaginäre Einheit ω Kreisfrequenz der angelegten WechselspannungLength 1 m j imaginary unit ω angular frequency of the applied AC voltage
Lorant Induktivität einer ZweidrahtleitungLorant inductance of a two-wire line
RFeuch e Übergangswiderstand zwischen den beidenR F h e EUC transition resistance between the two
Überwachungsdrähten an der Feuchtestelle s Gesamtlänge der ZweidrahtleitungMonitoring wires at the wet site s Total length of the two-wire line
Cüraht Kapazität der ZweidrahtleitungCu wire capacity of the two-wire line
Auf folgende Besonderheiten sei an dieser Stelle in Verbindung mit der als Ersatzschaltbild gezeigten Rohrleitung mit zwei parallel dazu verlaufenden Überwachungsdrähten hingewiesen:The following special features should be noted at this point in connection with the pipeline shown as an equivalent circuit diagram with two monitoring wires running parallel to it:
• Zur Ermittlung der Gesamtkapazität Z geht in den Kapazitätswert des Drahtes die Gesamtlänge SL der Rohrleitung ein. Diese Kapazität liegt parallel zum Übergangswiderstand RFeuchte im Bereich der Feuchtigkeitsstelle. Das bedeutet, daß nach der Feuchtestelle der Stromfluß nicht vollständig zurückgeht, sondern ein kapazitiver Strom bis zum Rohrleitungsende bestehen bleibt.• To determine the total capacity Z, the total length S L of the pipeline is included in the capacity value of the wire. This capacitance is parallel to the contact resistance R F eu chte in the area of the moisture point. This means that the current flow does not decrease completely after the wet point, but a capacitive current remains until the end of the pipeline.
• Von besonderer Bedeutung ist, dass an der Feuchtestelle nicht nur ein Sprung der Stromamplitude, sondern auch der Phase auftritt. Während sich vor der Feuchtestelle die Phase des Stromes entsprechend vorstehender Impedanzbeziehung als Funktion der angegebenen Parameter einstellt, ist nach der Feuchtestelle die Phase zwischen Strom und Spannung stets 90°.• It is particularly important that not only a jump in the current amplitude, but also the phase occurs at the wet point. While the phase of the current adjusts as a function of the specified parameters in front of the wet point in accordance with the above impedance relationship, the phase between current and voltage is always 90 ° after the wet point.
• In die Widerstands- bzw. Stromausbildung geht lediglich die Feuchtigkeit zwischen der Zweidrahtleitung ein. Die Feuchtigkeit im umgebenden Erdreich außerhalb des Rohrmantels bleibt stromfrei und somit ohne Einfluß auf den Leitungsstrom.• Only the moisture between the two-wire line is included in the resistance or current formation. The moisture in the surrounding soil outside the pipe jacket remains current-free and therefore has no influence on the line current.
• Auch die Rohrleitung bleibt ohne Einfluß, da kein Strom zwischen ihr und der Zweidrahtleitung fließt.• The pipeline also has no influence, since no current flows between it and the two-wire line.
• Sind auf der Rohrleitung mehrere Feuchtestellen vorhanden, so wird die Gesamtleitung in mehrere Einzelabschnitte mit jeweils nur einer Feuchtestelle aufgespalten, für die sich die Lastwiderstände gemäß vorstehender Beziehung und den in den Teilabschnitten gegebenen Parametern ergeben. Der Gesamtwiderstand der Strecke bis zur letzten Feuchtestelle berechnet sich als Parallelschaltung der Impedanzen der Einzelabschnitte. Das bedeutet, daß der Strom entlang der Strecke nach jeder Feuchtestelle stufenweise zurückgeht. Die Stufenamplitude ist abhängig von den Verhältnissen der Übergangswiderstände an den verschiedenen Feuchtestellen. Wie eingangs erwähnt, sind nicht bei allen Rohrleitungssystemen zwei getrennt verlaufende Überwachungsdrähte vorgesehen, sondern bei einigen Hersteller ist nur ein einziger Überwachungsdraht im Hartschaum verlegt. Dort ist es in Ermangelung des zweiten Drahtes notwendig, die Stromeinspeisung zwischen dem Leitungsrohr selbst, das in aller Regel aus einem elektrisch leitendem Material besteht, und diesem einzigen Überwachungsdraht vorzunehmen. Abgesehen von der Unsymmetrie zwischen dem großkalibrigen Leitungsrohr und dem relativ dünnen Überwachungsdraht ergeben sich prinzipiell die gleichen Widerstands- und Stromverhältnisse wie bei der Zweidrahtleitung.• If there are several moisture points on the pipeline, the entire line is split into several individual sections, each with only one moisture point, for which the load resistances result in accordance with the above relationship and the parameters given in the subsections. The total resistance of the route to the last wet point is calculated as the parallel connection of the impedances of the individual sections. This means that the current along the route gradually decreases after each wet point. The step amplitude depends on the ratios of the contact resistances at the various moisture points. As mentioned at the beginning, two separate monitoring wires are not provided in all piping systems, but in some manufacturers only a single monitoring wire is laid in the rigid foam. There, in the absence of the second wire, it is necessary to feed the current between the conduit itself, which generally consists of an electrically conductive material, and this single monitoring wire. Apart from the asymmetry between the large-caliber conduit and the relatively thin monitoring wire, the same resistance and current ratios result in principle as with the two-wire line.
Auch in Systemen mit zwei Überwachungsdrähten kann es sinnvoll sein, die unsymmetrische Einspeisung zu realisieren, insbesondere dann, wenn unklare Erdungsverhältnisse im Rohrleitungsnetz vorliegen.Even in systems with two monitoring wires, it can make sense to implement the asymmetrical feed, especially if there are unclear earthing conditions in the pipeline network.
Zusammengefaßt liegen bei der Wechselstromanregung entlang den Überwachungsleitungen als Funktion der Einflußparameter große Signalgradienten bezüglich der Stromamplitude und der Stromphase vor. Diese Situation ist vom Standpunkt der Informationstheorie günstig und steht im Gegensatz zur bekannten Gleichstromanregung bei der nur ein skalares Amplitudensignal ohne Phasenvariation vorliegt.In summary, there are large signal gradients with respect to the current amplitude and the current phase in the AC excitation along the monitoring lines as a function of the influencing parameters. This situation is favorable from the point of view of information theory and is in contrast to the known direct current excitation in which there is only a scalar amplitude signal without phase variation.
Wird im Wechselstromfall jedoch nur an der Einspeisestelle der komplexe Gesamtwiderstand der Leitung als integraler Wert gemessen, dann geht auch bei der Wechselstromanregung ein großer Teil der entlang der Leitung verfügbaren Information verloren.However, if the complex total resistance of the line is measured as an integral value only at the feed point in the AC case, then a large part of the information available along the line is lost even with AC excitation.
Deshalb wird beim erfindungsgemäßen Verfahren im zweiten Schritt die bei Wechselstromanregung vorliegende umfangreiche Amplituden- und Phaseninformation als Funktion des Ortes entlang der Leitung abgefragt. Als Informationsträger wird das Magnetfeld genutzt, das mit dem Leitungsstrom verkettet ist und den Leiter auf geschlossenen Bahnen umgibt. Zentral über dem Mittelpunkt zwischen den beiden Überwachungsdrähten, der i.a. mit der Rohrposition übereinstimmt, ist in jedem Abstand über der Leitung die Amplitude und Phase des Magnetfeldes das exakte Abbild der Amplituden- und Phasenverteilung des Stromes auf der darunterliegenden Leitung. Die gesuchte zentrale Abtastposition wird gleichsam dem Wirbelstromverfahren nachempfunden, indem der Operator in einer manuellen oder mechanisiert durchgeführten Schwenkbewegung des Sensors quer zum Rohrverlauf das Signalmaximum feststellt.For this reason, in the method according to the invention, in the second step, the extensive amplitude and phase information available with AC excitation is queried as a function of the location along the line. The magnetic field, which is linked to the line current and surrounds the conductor on closed paths, is used as an information carrier. Centrally above the midpoint between the two monitoring wires, generally with the pipe position agrees, the amplitude and phase of the magnetic field is the exact image of the amplitude and phase distribution of the current on the line below at any distance above the line. The sought-after central scanning position is modeled, as it were, on the eddy current method, in that the operator determines the signal maximum in a manual or mechanically executed pivoting movement of the sensor transverse to the pipe run.
Die Auswertung, bspw. durch bloße Beobachtung der Signalveränderungen bezüglich Amplitude und Phase des Magnetfeldes beim Fortschreiten in Richtung des Rohrverlaufs führt zu jener Stelle, an der Feuchtigkeit im Inneren des Rohrmantels vorhanden ist. Solange sich der Operator zwischen der Einspeisestelle und der Feuchtestelle befindet, bleibt das Signalmaximum nahezu konstant. Wird die Feuchtestelle überschritten, bricht das Signalmaximum zusammen und die Phasenrichtung des rein kapazitiven Leitungsstroms wird angezeigt.The evaluation, for example by merely observing the signal changes with respect to the amplitude and phase of the magnetic field as it progresses in the direction of the pipe run, leads to the point at which moisture is present in the interior of the pipe jacket. As long as the operator is between the feed point and the wet point, the signal maximum remains almost constant. If the moisture point is exceeded, the signal maximum collapses and the phase direction of the purely capacitive line current is displayed.
Die Abtastung des Magnetfeldes erfolgt wegen der Wechselstromanregung vorzugsweise mit einem induktiven Sensor, der wegen des großen Abstandes zwischen Sensor und Rohrleitung, typischerweise von bis zu 2 m, die hohe Anforderungen an die Signaldynamik erfüllt.Because of the AC excitation, the magnetic field is preferably scanned with an inductive sensor which, due to the large distance between the sensor and the pipeline, typically of up to 2 m, meets the high requirements for signal dynamics.
In einem letzten Schritt des erfindungsgemäßen Verfahrens ist die Signalverarbeitung nachgeschaltet, welche die aufgenommenen Meßsignale derart aufbereitet, daß einem Operator die Interpretation der Meßsignale in einfacher, sicherer und nachvollziehbarer Weise ermöglicht wird. Dazu wird das komplexe Empfangssignal am Sensor, verstärkt und mittels eines Quadratur-Demodulators in zwei gleichgerichtete Signalkomponenten, dem sogenannten Real- und Imaginärteil der Empfangsspannung, umgesetzt, die letztendlich die Amplitude und Phase des Stroms auf der Leitung repräsentieren. Diese Vorgehensweise besitzt die folgenden Vorteile:In a final step of the method according to the invention, the signal processing is connected downstream, which processes the recorded measurement signals in such a way that an operator is able to interpret the measurement signals in a simple, reliable and comprehensible manner. For this purpose, the complex received signal at the sensor is amplified and converted by means of a quadrature demodulator into two rectified signal components, the so-called real and imaginary part of the received voltage, which ultimately represent the amplitude and phase of the current on the line. This approach has the following advantages:
• Die Verstärkung und Gleichrichtung der Meßsignale kann extrem schmalbandig erfolgen. Typisch ist eine Bandbreite von 3 Hz bei einer Anregungsfrequenz von 30 kHz. Dem entspricht eine relative Bandbreite von 100 ppm. Damit können eingestreute Störsignale wirkungsvoll unterdrückt werden. Störsignale können von Starkstrom- oder Datenleitungen mit großer Signalaktivität hervorgerufen werden, die nahe der Heizrohrleitung verlaufen und bisweilen in demselben Bodenkanal verlegt sind.• The amplification and rectification of the measurement signals can be extremely narrow-band. A bandwidth of 3 Hz is typical for one Excitation frequency of 30 kHz. This corresponds to a relative bandwidth of 100 ppm. Interfering interference signals can thus be effectively suppressed. Interference signals can be caused by high-current or data lines with high signal activity, which run close to the heating pipe and are sometimes laid in the same floor duct.
• Bestimmte, einstellbare Phasenrichtungen können ausgeblendet bzw. selektiert werden, um systematische Störsignale, wie z. B. die Meßeffekte der kapazitive Ableitungs- und Restströme nach hinter der Feuchtestelle zu unterdrücken.• Certain, adjustable phase directions can be hidden or selected in order to systematic interference signals such. B. to suppress the measuring effects of the capacitive leakage and residual currents behind the wet area.
• Die Phasenselektion kann vorzugsweise derart vorgenommen werden, daß am Signalausgang nur die reelle Signalkomponente angezeigt wird, die vom Querstrom hervorgerufen werden, der an der Feuchtestelle zwischen den Überwachungsdrähten fließt. Die Feuchtestelle macht sich im Idealfall als abrupter Signalabfall bemerkbar, wenn der Operator diese überschreitet und hinter sich läßt. Bei mehrfachen Feuchtestellen im Verlauf der Rohrleitung ist der Signalabfall beim Überschreiten der einzelnen Stellen weniger deutlich. Hier kann jedoch die zusätzlich auftretende Phasendrehung genutzt werden, um die Anzeige der Feuchtestelle zu bestätigen.• The phase selection can preferably be carried out in such a way that only the real signal component is displayed at the signal output, which is caused by the cross current that flows between the monitoring wires at the wet point. Ideally, the moisture point is noticed as an abrupt drop in signal when the operator exceeds it and leaves it behind. If there are multiple moisture points along the pipeline, the signal drop when the individual points are exceeded is less clear. Here, however, the additional phase shift that occurs can be used to confirm the display of the wet point.
Wege zur Ausführung der Erfindung, gewerbliche VerwendbarkeitWAYS OF CARRYING OUT THE INVENTION, INDUSTRIAL APPLICABILITY
Ein zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens geeignetes Prüfgerät entsprechend besteht aus den folgenden Hauptkomponenten, die miteinander in Verbindung stehen bzw. kommunizieren:A test device suitable for carrying out the method according to the invention accordingly consists of the following main components which are connected or communicate with one another:
• Wechselstrom-Generator mit Strombooster mit einstellbarer Frequenz im Bereich zwischen 10 kHz und 100 kHz mit einer Spannung bis Uθff = 50 V und einem Strom bis leff = 1 A am Ausgang. Ziel ist es, einen maximalen Strom auf die Leitung zu geben, der direkt proportional zu dem späteren Meßsignal ist. Der Strom wird durch die Ausgangsspannung am Strombooster begrenzt, die ihrerseits aus Sicherheitsgründen bei ungewolltem Berühren den genannten Maximalwert nicht überschreiten darf. • Magnetfeldsensor zur Abtastung des Wechselfeldes, das die stromdurchflossene Zweidrahtleitung umgibt. Wegen der großen Tiefenlage der Drähte von bis 2 m unter der Erdoberfläche, ist eine hohe Meßempfindlichkeit gefordert, die mehr als zwei Größenordnungen unterhalb der Größenordnung des Erdmagnetfelds liegt. In Frage kommen alle bekannten Formen der induktiven Sensoren, die bezüglich der Tiefen reichweite zu optimieren sind, sowie, Fluxgate-, GMR- und SQUID-Sensoren. Der Magnetfeld-Sensor wird längs des Leitungsverlaufs fortbewegt und gleichzeitig quer zum Leitungsverlauf geschwenkt. Der Auslenkung in Querrichtung ist typisch ±1 m und muß das Signalmaximum in dieser Richtung deutlich erkennen lassen. Damit gelingt es, in der Querbewegung den Verlauf der Leitung zu detektieren und zu verfolgen. Signifikante Signalveränderungen in der Längsbewegung kennzeichnen die Fehlerstelle. Beide Bewegungen können entweder durch Abschreiten und manuellen Schwenk des Sensors oder automatisiert mit einem fahrbaren Prüfsystem, bspw. auf Rädern rollend, sowie einem motorisch angetriebenen Schwenkarm, der den Sensor trägt, realisiert werden.• AC generator with current booster with adjustable frequency in the range between 10 kHz and 100 kHz with a voltage up to U θff = 50 V and a current up to l eff = 1 A at the output. The aim is to put a maximum current on the line that is directly proportional to the later measurement signal. The current is limited by the output voltage at the current booster, which in turn must not exceed the stated maximum value if it is touched accidentally for safety reasons. • Magnetic field sensor for sensing the alternating field that surrounds the current-carrying two-wire line. Because of the great depth of the wires of up to 2 m below the earth's surface, a high measuring sensitivity is required, which is more than two orders of magnitude below the order of magnitude of the earth's magnetic field. All known forms of inductive sensors that can be optimized with regard to the depth range, as well as fluxgate, GMR and SQUID sensors come into question. The magnetic field sensor is moved along the line course and at the same time swiveled transversely to the line course. The deflection in the transverse direction is typically ± 1 m and must clearly show the signal maximum in this direction. This enables the line to be detected and tracked in the transverse movement. The fault location is characterized by significant signal changes in the longitudinal movement. Both movements can be realized either by walking and manually swiveling the sensor or automatically with a mobile test system, for example rolling on wheels, as well as a motor-driven swivel arm that carries the sensor.
• Analog-Elektronik mit Verstärker und phasenselektiver Gleichrichter zur Aufbereitung der Sensor-Empfangsspannung. Wegen des geringen Signalpegels sollte eine hohe Verstärkung von bis zu 100 dB einstellbar sein. Aus dem gleichen Grund ist eine sehr geringe Signalbandbreite von typisch 3 Hz Bandbreite erforderlich, um eingestreute Störsignale sicher unterdrücken zu können. Dies kann durch einen schmalbandigen Quadratur-Demodulator oder eine PLL-Schaltung erreicht werden, die beide eine Synchronsignal-Verbindung zum Wechselspannungs- Generator an der Einspeisestelle benötigen. Das kann über Kabel, das der Operator beim Abschreiten der Leitung mitführt oder drahtlos über Funk und Telemetrie realisiert werden.• Analog electronics with amplifier and phase-selective rectifier for processing the sensor receive voltage. Because of the low signal level, a high gain of up to 100 dB should be adjustable. For the same reason, a very small signal bandwidth of typically 3 Hz bandwidth is required in order to be able to reliably suppress interfering interference signals. This can be achieved using a narrow-band quadrature demodulator or a PLL circuit, both of which require a synchronous signal connection to the AC voltage generator at the feed point. This can be done using a cable that the operator carries with him when walking down the line or wirelessly using radio and telemetry.
• Digitale Auswerteeinheit zur Aufbereitung und Darstellung der Prüfinformation für eine abgesicherte und nachvollziehbare Befundbewertung. Folgende Betriebsfunktionen sind erforderlich:• Digital evaluation unit for the preparation and presentation of the test information for a reliable and traceable evaluation of findings. The following operating functions are required:
Umsetzung der verstärkten Sensor-Empfangsspannung in zwei Signalkomponenten, die das aufgenommene Magnetfeld gemäß seinem Real- und Imaginärteil repräsentieren. Phasendrehung in der Impedanzebene zur phasenselektiven Unterdrückung von Störsignalen, bspw. von kapazitiven Störeinflüssen.Implementation of the amplified sensor reception voltage in two signal components that represent the recorded magnetic field according to its real and imaginary part. Phase shift in the impedance level for phase-selective suppression of interference signals, e.g. capacitive interference.
Hochpaßfilterung im Ortsbereich zur Unterdrückung von Einflußgrößen, die bezüglich des Ortes langsam veränderlich sind, wie z.B. veränderliche Tiefenlage der Rohrleitung.High pass filtering in the local area to suppress influencing variables that are slowly changing with regard to the location, e.g. variable depth of the pipeline.
Darstellung der Meßsignale auf einem Display zur visuellen Beurteilung des Befundes, insbesondere zur Verfolgung des Verlaufs der Rohrleitung.Representation of the measurement signals on a display for visual assessment of the finding, in particular for tracking the course of the pipeline.
Speicherung der Meßsignale zu Dokumentationszwecken auf einem Datenträger entlang der Leitungsstrecke.Storage of the measurement signals for documentation purposes on a data carrier along the line.
Interaktive Markiermöglichkeiten des Prüfortes durch Setzen von Zeitmarken bei der Datenaufzeichnung.Interactive marking options for the test site by setting time stamps when recording data.
Anbindung der Datenaufnahme an einen Weggeber, insbesondere bei Ausführung des Prüfsystems in einer fahrbaren Version.Connection of the data acquisition to a travel sensor, especially when the test system is implemented in a mobile version.
Selbstverständlich ist das vorstehend erläuterte Verfahren, das auf der Grundlage der phasenselektiven und ortsaufgelösten Magnetfeldabtastung beruht auch für die Detektion von Fehlerstellen ganz allgemeiner Art anwendbar, wie beispielsweise die Erkennung von Kabelbrüchen oder Kurzschlüssen zwischen zwei Kabeln. Ferner bietet das Verfahren auch ohne das Vorliegen von Fehlerstellen die exakte Ermittlung des Verlaufes eines Leitungssystems, das bspw. unter einer dicken Erdschicht vergraben verläuft. Dies ist insbesondere wichtig für die Planung und den Bau von Trassenverläufen in Bereichen, in denen bereits Leitungssysteme aller Art verlegt worden sind. Of course, the method explained above, which is based on the phase-selective and spatially resolved magnetic field scanning, can also be used for the detection of fault locations of a very general nature, such as the detection of cable breaks or short circuits between two cables. Furthermore, the method offers the exact determination of the course of a pipeline system, which runs buried under a thick layer of earth, for example, even without the presence of defects. This is particularly important for the planning and construction of route layouts in areas where all types of piping systems have already been installed.

Claims

Patentansprüche claims
1. Verfahren zur Detektion von Fehlerstellen innerhalb eines mit einer Ummantelung versehenen Leitungssystems, innerhalb dessen Ummantelung beabstandet vom Leitungssystem wenigstens ein Draht längs zum Leitungssystem verlaufend angeordnet ist, dadurch gekennzeichnet, dass in das Leitungssystem und in den wenigstens einen1. A method for the detection of fault locations within a line system provided with a jacket, within the jacket of which at least one wire is arranged spaced apart from the line system and running longitudinally to the line system, characterized in that in the line system and in the at least one
Draht oder in zwei oder mehr zueinander beabstandet verlaufenden DrähteWire or in two or more spaced wires
Wechselstrom eingespeist wird, dass das durch den Wechselstrom durch das Leitungssystem und den Draht oder durch die Drähte erzeugte Magnetfeld längs des Leitungssystems ortsaufgelöst detektiert wird, und dass auf Grundlage des detektierten Magnetfeldes eine Magnetfeldauswertung durchgeführt wird, mittels der die Fehlerstellen detektierbar sind.Alternating current is fed in that the magnetic field generated by the alternating current through the line system and the wire or through the wires is detected in a spatially resolved manner along the line system, and that on the basis of the detected magnetic field, a magnetic field evaluation is carried out by means of which the fault locations can be detected.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass Phase und Amplitude des Magnetfeldes längs zum Leitungssystem ortsaufgelöst detektiert werden.2. The method according to claim 1, characterized in that the phase and amplitude of the magnetic field along the line system are detected in a spatially resolved manner.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Detektion des Magnetfeldes mithilfe eines Magnetfeldsensors durchgeführt wird, und dass der Magnetfeldsensor längs und quer zum Leitungssystem sowie zu den Drähten bewegt wird.3. The method according to claim 1 or 2, characterized in that the detection of the magnetic field is carried out with the aid of a magnetic field sensor, and that the magnetic field sensor is moved longitudinally and transversely to the line system and to the wires.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Längs- und Querbewegung des Magnetfeldsenors relativ zum Leitungssystem manuell oder motorisch angetrieben erfolgt. 4. The method according to claim 3, characterized in that the longitudinal and transverse movement of the magnetic field sensor relative to the line system is carried out manually or by motor.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass das Magnetfeld mit einem induktiven Sensor detektiert wird.5. The method according to any one of claims 1 to 4, characterized in that the magnetic field is detected with an inductive sensor.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 3 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die am Magnetfeldsensor anliegenden Messsignale von bis zu 100 dB verstärkt und mit einer Bandbreite von ca. 3 Hz bandpaßgefiltert werden.6. The method according to any one of claims 3 to 5, characterized in that the measuring signals applied to the magnetic field sensor are amplified by up to 100 dB and are bandpass filtered with a bandwidth of approximately 3 Hz.
7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass zur Bandpaßfilterung ein schmalbandiger Quadratur- Demodulator oder eine PLL-Schaltung verwendet wird, der bzw. die durch den in das Leitungssystem und/oder die Drähte eingespeisten Wechselstrom getriggert wird.7. The method according to claim 6, characterized in that a narrow-band quadrature demodulator or a PLL circuit is used for bandpass filtering, which is triggered by the alternating current fed into the line system and / or the wires.
8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass der Wechselstrom durch einen Wechselstromgenerator erzeugt wird, der über eine elektrische Leitung oder drahtlos über Funk und/oder Telemetrie mit dem Magnetfeldsensor in Verbindung steht.8. The method according to claim 7, characterized in that the alternating current is generated by an alternating current generator which is connected to the magnetic field sensor via an electrical line or wirelessly via radio and / or telemetry.
9. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass die verstärkten Messsignale in zwei Signalkomponenten aufgespaltet werden, die das detektierte Magnetfeld gemäß seines Real- und Imaginärteils repräsentieren, dass eine Phasendrehung der Messsignale in der Impedanzebene durchgeführt wird, dass eine Hochpaßfilterung der örtlich erfassten Messsignale durchgeführt wird, und dass die Messsignale visuell oder akustisch umgesetzt werden zur Verfolgung des Leitungssystems und Detektion von Fehlerstellen innerhalb der Ummantelung des Leitungssystems.9. The method according to claim 6, characterized in that the amplified measurement signals are split into two signal components which represent the detected magnetic field according to its real and imaginary part, that a phase shift of the measurement signals in the impedance plane is carried out, that a high-pass filtering of the locally detected measurement signals is carried out, and that the measurement signals are implemented visually or acoustically for tracking the line system and detection of defects within the casing of the line system.
10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Messsignale zu Dokumentationszwecken auf einen Datenträger ortsaufgelöst abgespeichert werden. 10. The method according to claim 9, characterized in that the measurement signals are stored in a location-resolved manner on a data carrier for documentation purposes.
11. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass die auf dem Datenträger abgespeicherten Messsignale markiert werden.11. The method according to claim 10, characterized in that the measurement signals stored on the data carrier are marked.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11 , dadurch gekennzeichnet, dass zur Einspeisung des Wechselstromes in das Leitungssystem und/oder in die Überwachungsdrähte ein Wechselstromgenerator verwendet wird, der Wechselstrom mit einer einstellbaren Frequenz zwischen 10 kHz und 100 kHz generiert mit einer Spannung Ue von 50 V und einem Strom von bis zu12. The method according to any one of claims 1 to 11, characterized in that an AC generator is used to feed the alternating current into the line system and / or into the monitoring wires, the alternating current with an adjustable frequency between 10 kHz and 100 kHz generated with a voltage U. e of 50 V and a current of up to
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass das Leitungssystem eine Elektrokabelanordnung ist.13. The method according to any one of claims 1 to 12, characterized in that the line system is an electrical cable arrangement.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, daß das Leitungssystem eine Rohrleitung oder ein Fernwärmerohr ist.14. The method according to any one of claims 1 to 12, characterized in that the line system is a pipeline or a district heating pipe.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, daß die zu detektierenden Fehlerstellen Feuchtestellen sind, die sich innerhalb der Ummantelung zwischen dem Leitungssystem und dem Draht ausbilden.15. The method according to any one of claims 1 to 14, characterized in that the defects to be detected are moisture points that form within the sheath between the line system and the wire.
16. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 15, dadurch gekennzeichnet, daß die zu detektierenden Fehlerstellen Kurzschlusstellen sind, die sich zwischen dem Draht und dem Leitungssystem ausbilden.16. The method according to any one of claims 1 to 15, characterized in that the fault locations to be detected are short-circuit locations which form between the wire and the line system.
17. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass die zu detektierenden Fehlstellen Drahtunterbrechungen sind, die entweder das Leitungssystem und/oder den Draht unterbrechen. 17. The method according to any one of claims 1 to 16, characterized in that the defects to be detected are wire interruptions that either interrupt the line system and / or the wire.
18. Verwendung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 17 zur Lokalisierung des örtlichen Verlaufes des Leitungssystems.18. Use of the method according to one of claims 1 to 17 for localizing the local course of the line system.
19. Mess- und Auswerteeinheit zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 17, dadurch gekennzeichnet,19. Measuring and evaluation unit for performing the method according to one of claims 1 to 17, characterized in that
- dass ein Wechselstrom-Generator mit Strombooster mit einstellbarer Frequenz im Bereich zwischen 10 kHz und 100 kHz mit einer Spannung bis Ueff = 50 V und einem Strom bis Iθff = 1 A am Ausgang vorgesehen ist, der mit dem Leitungssystem und/oder den Drähten verbindbar ist,- that an alternating current generator with power booster having an adjustable frequency in the range between 10 kHz and 100 kHz with a voltage to U eff = 50 V and a current up to I θff = 1 A provided at the output of which is connected to the conduit system and / or Wires is connectable
- dass ein Magnetfeldsensor zur Abtastung des Magnetwechselfeldes vorgesehen ist, das die stromdurchflossene Zweidrahtleitung umgibt,that a magnetic field sensor is provided for scanning the alternating magnetic field, which surrounds the current-carrying two-wire line,
- dass eine Analog-Elektronik mit Verstärker und phasenselektiver Gleichrichter zur Aufbereitung der Magnetfeldsensor-Empfangsspannung vorgesehen ist, und- That an analog electronics with amplifier and phase-selective rectifier is provided for processing the magnetic field sensor received voltage, and
- dass eine Auswerteeinheit zur Aufbereitung und Darstellung der Prüfinformation vorgesehen ist. - That an evaluation unit is provided for processing and displaying the test information.
PCT/EP2002/002797 2001-04-06 2002-03-13 Method and device for detecting the location of faults in insulated conduit systems WO2002082034A2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP02727410A EP1386132A2 (en) 2001-04-06 2002-03-13 Method and device for detecting the location of faults in insulated conduit systems

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE10117238.9 2001-04-06
DE2001117238 DE10117238A1 (en) 2001-04-06 2001-04-06 Method and device for the detection of defects in isolated line systems

Publications (2)

Publication Number Publication Date
WO2002082034A2 true WO2002082034A2 (en) 2002-10-17
WO2002082034A3 WO2002082034A3 (en) 2003-11-27

Family

ID=7680667

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2002/002797 WO2002082034A2 (en) 2001-04-06 2002-03-13 Method and device for detecting the location of faults in insulated conduit systems

Country Status (3)

Country Link
EP (1) EP1386132A2 (en)
DE (1) DE10117238A1 (en)
WO (1) WO2002082034A2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3076147A1 (en) * 2015-03-30 2016-10-05 Tatung Company Fluid detection apparatus and fluid detection method

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102007025494A1 (en) * 2007-06-01 2008-12-04 Schilli, Bernd, Dipl.-Ing. (FH) Powerful electric cable tracer for locating tracing cables and pipes, and depth measurements, has simple converter or transformer based on low voltage halogen illumination technique
DE102020003135A1 (en) 2020-05-26 2021-12-02 Curt Reichert Sensor device for monitoring the function of a pipeline

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3159784A (en) * 1959-12-16 1964-12-01 Kelvin & Hughes Ltd Eddy current testing apparatus having means to relate electrical characteristics of a pickup unit to physical properties of a speciment
US3911389A (en) * 1974-03-21 1975-10-07 Us Transport Magnetic gradient vehicle detector
US4372398A (en) * 1980-11-04 1983-02-08 Cornell Research Foundation, Inc. Method of determining the location of a deep-well casing by magnetic field sensing
US4502010A (en) * 1980-03-17 1985-02-26 Gearhart Industries, Inc. Apparatus including a magnetometer having a pair of U-shaped cores for extended lateral range electrical conductivity logging
US4797621A (en) * 1987-07-08 1989-01-10 Midwesco, Inc. Leak detector and locator utilizing time domain reflectometry and sampling techniques
US4982163A (en) * 1986-08-27 1991-01-01 Aerius Oy Method and a device for the determination of the condition of the insulation of an object coated with an electric insulation
US5136248A (en) * 1990-01-29 1992-08-04 Niagara Mohawk Power Corporation Method and detector for identifying insulator flashover
EP0615140A2 (en) * 1993-03-10 1994-09-14 Ruhrgas Aktiengesellschaft Method and apparatus for locating a line
US6127827A (en) * 1994-07-22 2000-10-03 Radiodetection Limited Method of identifying a buried cable by applying a low frequency signal to the cable and detecting the resultant field
US6229313B1 (en) * 1999-05-27 2001-05-08 Scintrex Limited Mapping of pipeline grounding points by airborne or ground magnetic measurements of current flow in the pipeline

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3623588A1 (en) * 1986-07-12 1988-01-14 Eugen Strehle Device for locating embedded electrical wires
DE4104216A1 (en) * 1991-02-12 1992-08-13 Bernd Brandes LINE PIPE FOR TRANSPORTING A MEDIUM
DE19521018C2 (en) * 1995-06-12 1997-04-17 Bernd Brandes Pipe system, in particular for the transmission of district heating
DE19625586C1 (en) * 1996-06-27 1997-07-10 Roetter Industrieelektronik Gm Pipe monitoring circuit for heat energy transport medium to domestic users
DE19801827C2 (en) * 1997-01-15 2001-07-26 Willy Schoenfelder Procedure for locating lines
DE19805263C2 (en) * 1998-02-10 2001-02-08 Brandes Gmbh Process for the detection and location of leaks in rooms, containers and / or piping systems

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3159784A (en) * 1959-12-16 1964-12-01 Kelvin & Hughes Ltd Eddy current testing apparatus having means to relate electrical characteristics of a pickup unit to physical properties of a speciment
US3911389A (en) * 1974-03-21 1975-10-07 Us Transport Magnetic gradient vehicle detector
US4502010A (en) * 1980-03-17 1985-02-26 Gearhart Industries, Inc. Apparatus including a magnetometer having a pair of U-shaped cores for extended lateral range electrical conductivity logging
US4372398A (en) * 1980-11-04 1983-02-08 Cornell Research Foundation, Inc. Method of determining the location of a deep-well casing by magnetic field sensing
US4982163A (en) * 1986-08-27 1991-01-01 Aerius Oy Method and a device for the determination of the condition of the insulation of an object coated with an electric insulation
US4797621A (en) * 1987-07-08 1989-01-10 Midwesco, Inc. Leak detector and locator utilizing time domain reflectometry and sampling techniques
US5136248A (en) * 1990-01-29 1992-08-04 Niagara Mohawk Power Corporation Method and detector for identifying insulator flashover
EP0615140A2 (en) * 1993-03-10 1994-09-14 Ruhrgas Aktiengesellschaft Method and apparatus for locating a line
US6127827A (en) * 1994-07-22 2000-10-03 Radiodetection Limited Method of identifying a buried cable by applying a low frequency signal to the cable and detecting the resultant field
US6229313B1 (en) * 1999-05-27 2001-05-08 Scintrex Limited Mapping of pipeline grounding points by airborne or ground magnetic measurements of current flow in the pipeline

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3076147A1 (en) * 2015-03-30 2016-10-05 Tatung Company Fluid detection apparatus and fluid detection method
CN106017608A (en) * 2015-03-30 2016-10-12 大同股份有限公司 Fluid detection device and fluid detection method
US9695816B2 (en) 2015-03-30 2017-07-04 Tatung Company Fluid detection apparatus and fluid detection method

Also Published As

Publication number Publication date
DE10117238A1 (en) 2002-10-17
WO2002082034A3 (en) 2003-11-27
EP1386132A2 (en) 2004-02-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE102005036508B4 (en) Method and device for monitoring and detecting coating defects of a buried or water-laid pipeline
EP0533960B1 (en) Device and procedure for detecting leaks in double walled pipelines for fluids
EP2669694B1 (en) Method and device for localising a fault in a buried cable
EP3499253B1 (en) Submarine cable section and method for determining a partial electrical discharge in a submarine cable section
AT501758A4 (en) METHOD OF LOCATING LEAKAGE IN TUBE
DE102012017415A1 (en) Method for monitoring efficacy of cathodic corrosion protection of system i.e. pipeline made from steel, involves determining changes of protection current directly or indirectly by measuring changes of pH-values of soil enclosing probe
EP3078938B1 (en) Method and a device for monitoring an undersea cable
DE3930530A1 (en) Leakage monitoring system for thermally-insulated pipeline - uses longitudinal monitoring wires embedded in insulation with monitoring of complex electrical resistance
EP1075658B1 (en) Method and device for detecting irregularities in the thickness of the walls of inaccessible metal pipes
DE102006033961B4 (en) Method and device for locating damage to a plastic pipe
EP2287587B1 (en) Method for monitoring leakages in plastic pipes using embedded electical conductors
WO2002082034A2 (en) Method and device for detecting the location of faults in insulated conduit systems
DE202018101539U1 (en) Device for locating a leak at a fluid-carrying section
EP3663738A2 (en) Arrangement comprising a pipe line and a device for monitoring the same
DE19725431C2 (en) Device and method for determining the position of an underground pipeline
DE2735344A1 (en) Transceiver for locating buried cables - passes medium frequency current through cable and detects stray field
DE19914658C2 (en) Arrangement for measuring leaks in sealing systems for leak detection and leak detection of electrically conductive fluids and use of such an arrangement
DE102010021992B4 (en) A method of detecting damage to the enclosure of objects buried in soil and / or water and protected by cathodic corrosion protection
EP3101403B1 (en) Monitoring system for the detection of faults in pipelines
DE4100037C2 (en) Method of determining a sheathed earth fault in an electrically conductive medium which is grounded on both sides and surrounded by an insulating sheath, using an inductive measuring system during operation
EP0582725B1 (en) Piping system for leak detection
DE102015104060A1 (en) Warning tape
DE102022111198A1 (en) Pipes, systems for monitoring damage in a pipe and uses thereof, methods for monitoring a pipe for damage
EP4227435A2 (en) Method and electrical circuit arrangements for protecting metallic components against corrosion by stray currents
EP2612155B1 (en) Device and method for locating an earth fault on a cable

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): AE AL AM AT AU AZ BA BB BG BR BY CA CH CN CR CU CZ DE DK DM EE ES FI GB GD GE GH GM HR HU ID IL IN IS JP KE KG KP KR KZ LC LK LR LS LT LU LV MA MD MG MK MN MW MX NO NZ PL PT RO RU SD SE SG SI SK SL TJ TM TR TT TZ UA UG US UZ VN YU ZA ZW

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): GH GM KE LS MW MZ SD SL SZ TZ UG ZM ZW AM AZ BY KG KZ MD RU TJ TM AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LU MC NL PT SE TR BF BJ CF CG CI CM GA GN GQ GW ML MR NE SN TD TG

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
DFPE Request for preliminary examination filed prior to expiration of 19th month from priority date (pct application filed before 20040101)
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2002727410

Country of ref document: EP

REG Reference to national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: 8642

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2002727410

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP

WWW Wipo information: withdrawn in national office

Country of ref document: JP