WO2016114136A1 - 配管検査システム、配管検査装置、配管検査方法、及び、記録媒体 - Google Patents

配管検査システム、配管検査装置、配管検査方法、及び、記録媒体 Download PDF

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wave
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宗一朗 高田
翔平 木下
裕文 井上
茂樹 篠田
藤山　健一郎
孝寛 久村
茂 葛西
三上　伸弘
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日本電気株式会社
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Definitions

  • the present invention relates to a pipe inspection system, a pipe inspection apparatus, a pipe inspection method, and a recording medium, and particularly to a pipe inspection system, a pipe inspection apparatus, a pipe inspection method, and a recording medium for detecting deterioration of the pipe.
  • Patent Document 1 An example of a technique for detecting deterioration of piping is disclosed in Patent Document 1, for example.
  • an elastic wave transmitting element arranged in the circumferential direction of a pipe excites an elastic wave propagating in the axial direction or the oblique direction of the pipe.
  • an elastic wave receiving element disposed in the circumferential direction of the pipe at a position different from the elastic wave transmitting element receives the elastic wave propagating in the axial direction or the oblique direction. Then, the thickness data of the pipe is calculated based on the appearance time of the elastic wave in each direction received by the elastic wave receiving element.
  • Patent Document 2 discloses a technique for exciting longitudinal and transverse waves in an ultrasonic transducer using a piezoelectric body.
  • Patent Document 3 discloses a technique for obtaining the thickness of an object to be measured using the propagation time of an ultrasonic surface wave generated with respect to a laser irradiated on the object to be measured and the propagation time of a longitudinal wave or a transverse wave. It is disclosed.
  • Patent Document 4 discloses a method of identifying an abnormal device using a correlation function between sound pressure signals related to a plurality of devices.
  • Patent Document 5 discloses a technique for detecting vibration of a building using a three-axis acceleration sensor.
  • An object of the present invention is to provide a pipe inspection system, a pipe inspection apparatus, a pipe inspection method, and a recording medium that can solve the above-described problems and can easily detect deterioration of the pipe.
  • the pipe inspection system detects excitation waves that simultaneously excite waves of different wave modes at a first position of the pipe, and detects waves of the different wave modes at a second position of the pipe.
  • a diagnosis for diagnosing deterioration of the pipe based on a wave speed calculated from a wave detection means and a wave detection time difference between the detected different wave modes, based on the velocity of any one of the different wave modes. Means.
  • a pipe inspection apparatus includes a wave detection unit that detects waves in different wave modes excited at a first position of a pipe at the second position of the pipe, and the detected different waves. Diagnostic means for diagnosing deterioration of the pipe based on the speed of any one of the different wave modes calculated using the difference in detection time of mode waves.
  • the waves of different wave modes are simultaneously excited at the first position of the pipe, the waves of the different wave modes are detected at the second position of the pipe, and the detection is performed.
  • the deterioration of the piping is diagnosed based on the velocity of any one of the different wave modes calculated using the detected wave time difference between the different wave modes.
  • the computer detects, in the second position of the pipe, waves of different wave modes excited simultaneously in the first position of the pipe.
  • a program for diagnosing deterioration of the pipe and executing processing based on the velocity of any one of the different wave modes calculated using the difference in detection times of waves in different wave modes is stored. .
  • the effect of the present invention is that the deterioration of the pipe can be easily detected.
  • FIG. 2 is a block diagram showing the configuration of the piping inspection system 1 according to the embodiment of the present invention.
  • the pipe inspection system 1 includes an excitation unit 100 and an inspection unit 200 (or a pipe inspection device).
  • the excitation unit 100 simultaneously excites waves of a plurality of different wave modes (also referred to as stress waves or elastic waves) at a certain position (excitation position or first position) of the pipe 300.
  • a longitudinal wave mode that is a wave in the axial direction of the pipe 300 and a torsion wave (or a transverse wave) mode that is a circumferential wave are used as the plurality of wave modes.
  • the wave in the longitudinal wave mode and the wave in the torsion wave mode are referred to as a longitudinal wave and a torsion wave, respectively.
  • the longitudinal wave has a fluid dominant mode and a longitudinal wave dominant mode.
  • the longitudinal wave dominant mode is used as the longitudinal wave.
  • the excitation unit 100 includes a hammer 101 and an excitation jig 102.
  • the excitation jig 102 is fixed to the pipe 300 and is struck with a hammer 101 by a user or the like, thereby exciting a plurality of different wave modes.
  • the excitation jig 102 is, for example, a round bar of material number A5052 whose material is defined by Japanese Industrial Standards (hereinafter referred to as JIS (Japanese Industrial Standards)).
  • JIS Japanese Industrial Standards
  • the hammer 101 is, for example, a hammer having a material number SS400 whose tip protrusion is hemispherical and whose material is defined by JIS.
  • the inspection unit 200 uses a wave arrival time difference (detection time difference) between different wave modes detected at a position (detection position or second position) different from the above-described excitation position of the pipe 300. Deterioration of the pipe 300 is detected.
  • the inspection unit 200 includes a wave detection unit 210 and a diagnosis unit 220.
  • the wave detection unit 210 includes a wave sensor 211, a wave mode separation unit 212, and a frequency band limiting unit 213.
  • the wave sensor 211 detects a wave in a different wave mode at the above-described detection position of the pipe 300, and outputs a signal (hereinafter referred to as a detection signal) representing each wave in the different wave mode.
  • the wave sensor 211 is, for example, a piezoelectric triaxial acceleration sensor with a built-in constant current drive circuit.
  • the wave mode separation unit 212 outputs, to the frequency band limiting unit 213, detection signals for longitudinal waves and torsion waves necessary for deterioration diagnosis from the detection signals output by the wave sensor 211.
  • the wave mode separation unit 212 outputs, for example, detection signals of the set wave modes (longitudinal wave and torsion wave) among the detection signals of the wave modes output from the triaxial acceleration sensor. It is a dip switch.
  • the frequency band limiting unit 213 limits the band of the detection signal output from the wave mode separation unit 212 with a predetermined frequency characteristic.
  • the frequency band limiting unit 213 is, for example, a band pass filter that includes a resistor and a capacitor and has a predetermined frequency characteristic.
  • the diagnosis unit 220 includes a time difference calculation unit 221 and a deterioration diagnosis unit 222.
  • the time difference calculation unit 221 calculates the arrival time difference between the longitudinal wave and the torsion wave based on the detection signal output by the frequency band limiting unit 213.
  • the time difference calculation unit 221 may calculate the arrival time difference by, for example, obtaining a cross-correlation function representing a cross-correlation between detection signals of longitudinal waves and torsion waves.
  • the time difference calculation unit 221 extracts the envelope of the detection signal of each of the longitudinal wave and the torsion wave, and calculates the arrival time difference based on the difference in time when the envelope shows the maximum value. Good.
  • the deterioration diagnosis unit 222 is based on the arrival time difference calculated by the time difference calculation unit 221 and is an estimated value (hereinafter also referred to as an estimated sound speed) of the sound speed of a wave (hereinafter also referred to as a propagation speed or a phase speed). Is calculated. Then, the deterioration diagnosis unit 222 diagnoses the deterioration of the pipe 300 based on the comparison result between the calculated estimated sound speed and the estimated sound speed when the pipe 300 is healthy (normal).
  • the inspection unit 200 may be a computer that includes a CPU (Central Processing Unit) and a storage medium that stores a program, and operates by control based on the program.
  • CPU Central Processing Unit
  • storage medium that stores a program, and operates by control based on the program.
  • FIG. 3 is a block diagram showing a configuration of the inspection unit 200 realized by a computer according to the embodiment of the present invention.
  • the inspection unit 200 includes a CPU 201, a storage device (storage medium) 202 such as a hard disk and a memory, a communication device 203 that communicates with other devices, an input device 204 such as a mouse and a keyboard, an output device 205 such as a display, and a wave A detection unit 210 is included.
  • a storage device storage medium
  • a communication device 203 that communicates with other devices
  • an input device 204 such as a mouse and a keyboard
  • an output device 205 such as a display
  • a wave A detection unit 210 is included.
  • the CPU 201 executes a computer program for realizing the function of the diagnosis unit 220.
  • the storage device 202 stores a computer program.
  • the input device 204 receives a diagnosis execution instruction from a user or the like.
  • the output device 205 outputs a diagnosis result to a user or the like.
  • the communication device 203 may receive a diagnosis execution instruction from another device or the like and output the diagnosis result to another device or the like.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating an example of the excitation direction in the excitation unit 100 and the arrangement direction of the sensitivity axis in the wave sensor 211 in the embodiment of the present invention.
  • the excitation jig 102 is the above-described round bar, and one end thereof is fixed to the excitation position on the pipe 300.
  • the wave sensor 211 is a three-axis acceleration sensor. As shown in FIG. 4, one of the sensitivity axes is orthogonal to the axial direction of the pipe 300 (longitudinal wave direction), and the other is orthogonal to the axial direction of the pipe 300. It is assumed that they are arranged in a circumferential direction (direction of torsional waves). Further, it is assumed that the wave mode separation unit 212 is a dip switch and is set so that each detection signal of a longitudinal wave and a torsion wave is output.
  • the end (the other end) opposite to the end fixed to the pipe 300 of the excitation jig 102 is perpendicular to the excitation jig 102 by the above-described hammer 101 as shown in FIG. It is desirable to strike (vibrate) in the direction of 45 degrees from the 300 axial direction. Thereby, in the excitation position of the piping 300, the wave of a longitudinal wave and a torsion wave is excited simultaneously.
  • FIG. 5 is a flowchart showing the operation of the embodiment of the present invention.
  • the excitation jig 102 of the excitation unit 100 excites a wave including a longitudinal wave and a torsion wave at the excitation position of the pipe 300 (step S101).
  • the excitation jig 102 is excited in the excitation direction of FIG.
  • the wave sensor 211 of the wave detection unit 210 detects waves of different wave modes at the detection position of the pipe 300, and outputs detection signals of the different wave modes (step S102).
  • the wave mode separation unit 212 outputs the detection signals of the longitudinal wave and the torsion wave from the detection signal output by the wave sensor 211 (step S103).
  • the frequency band limiting unit 213 performs band limitation on the detection signals of the longitudinal wave and the torsional wave according to a predetermined frequency characteristic (step S104).
  • the time difference calculation unit 221 of the diagnosis unit 220 calculates the arrival time difference ⁇ t between the longitudinal wave and the torsional wave based on the cross-correlation function between the detection signals of the longitudinal wave and the torsional wave whose band is limited. (Step S105).
  • the deterioration diagnosis unit 222 calculates the estimated sound velocity of the longitudinal wave from the arrival time difference ⁇ t (step S106).
  • the longitudinal wave sound velocity V z and the torsion wave sound velocity V ⁇ in the pipe 300 are expressed by the following equation (1).
  • E, G, ⁇ , and ⁇ are the elastic modulus, transverse elastic modulus, density, and Poisson's ratio of the pipe 300, respectively.
  • longitudinal waves, and the arrival time difference ⁇ t of torsion waves are longitudinal waves of sound speed V z, using a sound velocity V theta torsional wave is expressed by the equation (2).
  • Equation 3 L is the distance between the excitation position and the detection position.
  • the longitudinal wave sound velocity V z can be estimated by Equation 4 using the arrival time difference ⁇ t and the distance L between the excitation position and the detection position.
  • the degradation diagnosis unit 222 compares the estimated acoustic velocity of the longitudinal wave calculated in step S106 with the estimated acoustic velocity of the longitudinal wave at normal time (step S107). The deterioration diagnosis unit 222 determines whether the pipe 300 has deteriorated based on the comparison result.
  • the deterioration diagnosis unit 222 determines that “there is deterioration” when the rate of decrease of the estimated sound speed calculated in step S106 with respect to the normal estimated sound speed exceeds a predetermined threshold (step S108 / Y) (step S109). On the other hand, when the rate of decrease is equal to or less than the predetermined threshold (step S108 / N), the deterioration diagnosis unit 222 determines that “no deterioration” (step S110).
  • the deterioration diagnosis unit 222 notifies the user or the like of the diagnosis result through the output device 205 (step S111).
  • FIG. 6 and FIG. 7 are diagrams showing the frequency dispersibility of the fluid-structure coupled wave of the longitudinal wave and the torsion wave obtained in this way, respectively. 6 and 7, the horizontal axis represents frequency, and the vertical axis represents phase velocity.
  • the elastic modulus 209 GPa Poisson's ratio 0.3, tube density 7800 kg / m 3 , water density 999 kg / m 3 , bulk elastic modulus 2.1 GPa, kinematic viscosity 1.0 ⁇ m 2 / s, fluid viscosity coefficient 0.001 Pa • s was used.
  • FIG. 6 shows the frequency dispersion of the longitudinal wave of the elastic tube and the coupled wave of the fluid.
  • the frequency dispersion characteristic of the longitudinal wave is mainly governed by two wave modes. One is a fluid dominant mode similar to the wave mode of the fluid, and the other is a longitudinal wave dominant mode similar to the longitudinal wave of the pipe 300. As shown in FIG. 6, both cause large frequency dispersion in a frequency band of 1 Hz or less, and the phase velocity is lowered.
  • FIG. 7 shows the frequency dispersibility of the torsion wave and fluid coupled wave. As shown in FIG. 7, the torsional wave also causes large frequency dispersion in the frequency band of 1 Hz or less, and the phase velocity is lowered.
  • Non-Patent Document 1 that dispersion on the high frequency side occurs when the length of the tube in the radial direction is as large as the wavelength.
  • the frequency is 5 kHz and the wavelength is 1 m.
  • the frequency band limiting unit 213 limits the band of the detection signal to 1 Hz to 1 kHz.
  • the velocity of the longitudinal wave is calculated using the arrival time difference, but the velocity of the torsional wave is calculated instead of the velocity of the longitudinal wave, and the pipe 300 is based on the velocity of the torsional wave. You may diagnose deterioration of.
  • a combination of a longitudinal wave (longitudinal wave dominant mode) and a torsion wave is used as different wave modes.
  • other combinations of longitudinal waves (fluid dominant mode), longitudinal waves (longitudinal wave dominant mode), and torsional waves may be used as long as the wave velocity can be calculated based on the arrival time difference.
  • the excitation jig 102 fixed to the excitation position of the pipe 300 is struck with the hammer 101 to excite waves of different wave modes.
  • the excitation position of the pipe 300 may be excited by an elastic wave transmitting element or the like as long as waves of different wave modes can be excited simultaneously.
  • a carbon steel pipe for piping deteriorated by electric corrosion was used as the piping 300.
  • the size of the pipe 300 is an inner diameter of 42 mm, a wall thickness of 8 mm, and a length of 2 m.
  • the outer diameter part of the pipe 300 is covered with vinyl tape, the inner diameter part is immersed in a 3% NaCl aqueous solution, a copper plate is used for the anode electrode, the pipe 300 is used for the cathode electrode, and a current is supplied by a constant current source. went.
  • a current of 3 A and energization time (corrosion time) 25 min, 60 min, and 120 min were used.
  • the sensor detection signal was A / D (Analog / Digital) converted at 12 bits, sampled at a sampling frequency of 10 MHz, and measured with a digital oscilloscope of 500 mV on one side of the voltage range.
  • a rod-shaped jig was used as the excitation jig 102, and one end of the jig was fixed to the other end of the pipe 300 perpendicular to the axial direction of the pipe 300. Then, the other end of the jig was vibrated with the above-described impulse hammer in a direction perpendicular to the jig and 45 degrees from the axial direction of the pipe 300. In this case, a longitudinal wave wave is detected in the axial direction of the sensor, and a torsion wave wave is detected in the circumferential direction.
  • FIG. 8 is a diagram showing a calculation result of the estimated sound speed in the first specific example of the embodiment of the present invention.
  • the horizontal axis represents the corrosion time for each electrolytic corrosion condition
  • the vertical axis represents the estimated sound speed calculated by Equation (4).
  • the estimated sound speed decreases as the corrosion time increases.
  • the estimated sound speed at the corrosion time of 120 min is 2.63% lower than the estimated sound speed at the normal time (corrosion time of 0 min). For example, by using 2.5% as the threshold for the decrease rate, the pipe 300 associated with corrosion is used. Can be judged correctly.
  • FIG. 9 is a diagram showing an installation method of the excitation jig 102 in the second specific example of the embodiment of the present invention.
  • Water was used as the internal fluid of the pipe 300, the distance between the excitation position and the detection position was 70 m, and both ends of the pipe 300 were open ends.
  • the hammer 101 an impulse hammer having a steel tip was used.
  • a three-axis acceleration sensor with a built-in 4 mA constant current drive circuit is used as the wave sensor 211, and one of the sensitivity axes is the axial direction of the pipe 300, the other two axes are the circumferential direction, and the radial direction. It was installed at the detection position so that the acceleration could be measured.
  • the sensor detection signal was A / D converted at 16 bits, sampled at a sampling frequency of 20 kHz, and measured with a 14.1 mV FFT (Fast Fourier Transform) analyzer on one side of the voltage range.
  • a trapezoidal cone-shaped rod (501 having a circular cross section and a tapered shape whose other end is narrower) is vertically connected to the pipe 300 at the excitation position of the pipe 300.
  • One end (lower bottom surface) of the bar 501 was fixed to the water intake 401 of the underground fire hydrant 400 with a Machino type metal fitting.
  • the water intake 401 is installed from the valve 402 toward the axial direction of the underground fire hydrant 400. That is, the jig is installed in the axial direction of the fire hydrant.
  • the taper shape of the rod 501 is such that the diameter of one end (lower bottom surface) is 95 mm, the other end (upper bottom surface) is 63 mm, and the diameter of the other end is 2/3 of the diameter of one end.
  • the material of the bar 501 was solid with a material number A5052 specified by JIS. With such a shape, the bar 501 can be reduced in weight, and an equal force can be transmitted to the pipe 300 through the underground fire hydrant 400 without loss at each cross section in the longitudinal direction of the bar 501.
  • the other end (upper bottom surface) of the rod 501 was vibrated with the above-described impulse hammer in a direction perpendicular to the rod 501 and 45 degrees from the axial direction of the pipe 300. Also in this case, a longitudinal wave wave is detected in the axial direction of the sensor, and a torsion wave wave is detected in the circumferential direction.
  • the arrival time difference obtained by the cross-correlation function for the longitudinal wave and the torsional wave detected for the pipe 300 was 4.45 msec. This value is in good agreement with the time difference of 5.8 msec calculated by equation (3). Therefore, it is considered that deterioration due to corrosion can be correctly determined even in an actual buried pipe.
  • the bar 501 is fixed to the underground fire hydrant 400 connected to the excitation position of the pipe 300.
  • the wave sensor 211 may also be installed in an underground fire hydrant connected to the detection position of the pipe 300 so that the axial and circumferential accelerations of the pipe 300 can be measured.
  • FIG. 1 is a block diagram showing a basic configuration of the present invention.
  • the pipe inspection system 1 includes an excitation unit 100, a wave detection unit 210, and a diagnosis unit 220.
  • the excitation unit 100 simultaneously excites waves in different wave modes at the first position of the pipe 300.
  • the wave detection unit 210 detects waves in different wave modes at the second position of the pipe 300.
  • the diagnosis unit 220 diagnoses the deterioration of the pipe 300 based on the velocity of any one of the different wave modes calculated using the detected wave detection time difference between the different wave modes.
  • the embodiment of the present invention it is possible to easily detect deterioration of piping.
  • the reason is calculated by using the detection time difference of the detected waves by simultaneously exciting the waves of the different wave modes at the first position of the pipe and detecting the waves of the different wave modes at the second position. This is for diagnosing pipe deterioration based on the wave velocity.
  • an underground fire hydrant or the like connected to a pipe can be used as a part of an excitation unit or a detection unit, and therefore can be easily applied to a buried pipe.

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Abstract

　配管の劣化を容易に検出する。　配管検査システム１は、励振部（１００）、波動検出部（２１０）、及び、診断部（２２０）を含む。励振部（１００）は、配管（３００）の第１の位置において、異なる波動モードの波動を同時に励振する。波動検出部（２１０）は、配管（３００）の第２の位置において、異なる波動モードの波動を検出する。診断部（２２０）は、検出された異なる波動モードの波動の検出時間差を用いて算出された、異なる波動モードの内のいずれかの波動の速度をもとに、配管（３００）の劣化を診断する。

Description

配管検査システム、配管検査装置、配管検査方法、及び、記録媒体
　本発明は、配管検査システム、配管検査装置、配管検査方法、及び、記録媒体に関し、特に、配管の劣化を検出するための配管検査システム、配管検査装置、配管検査方法、及び、記録媒体に関する。
　配管の劣化を検出する技術の一例が、例えば、特許文献１に開示されている。特許文献１に記載されている技術では、配管の円周方向に配置された弾性波送信素子が、配管の軸方向または斜め方向に伝搬する弾性波を励起する。また、弾性波送信素子と異なる位置で、配管の円周方向に配置された弾性波受信素子が、当該軸方向または斜め方向に伝搬する弾性波を受信する。そして、弾性波受信素子で受信した、各方向の弾性波の出現時間をもとに、配管の肉厚データが算出される。
　なお、関連技術として、特許文献２には、圧電体を用いた超音波トランスデューサにおいて、縦波と横波を励起させる技術が開示されている。特許文献３には、被測定物に照射したレーザーに対して発生した超音波の表面波の伝搬時間、及び、縦波または横波の伝搬時間を用いて、被測定物の厚さを求める技術が開示されている。特許文献４には、複数の機器に係る音圧信号間の相関関数を用いて、異常な機器を特定する方法が開示されている。特許文献５には、３軸加速度センサを用いて、建物の振動を検出する技術が開示されている。
特開２００４－０８５３７０号公報 特開２００８－１８２５１５号公報 特開２００２－２１３９３６号公報 特開２０００－９０４８号公報 特開２００９－２１１４３３号公報
実吉純一、「超音波技術便覧　新訂版」、日刊工業新聞社、1978年、p.95
　上述の特許文献１に記載されている技術では、配管の肉厚データが算出するために、弾性波送信素子と受信素子との間で同期をとりながら、受信素子における弾性波の出現時間を測定する必要がある。このため、システムの構成が複雑になるという問題があった。
　本発明の目的は、上述の課題を解決し、配管の劣化を容易に検出できる、配管検査システム、配管検査装置、配管検査方法、及び、記録媒体を提供することにある。
　本発明の一態様における配管検査システムは、配管の第１の位置において、異なる波動モードの波動を同時に励振する励振手段と、前記配管の第２の位置において、前記異なる波動モードの波動を検出する波動検出手段と、前記検出された異なる波動モードの波動の検出時間差を用いて算出された、前記異なる波動モードの内のいずれかの波動の速度をもとに、前記配管の劣化を診断する診断手段と、を備える。
　本発明の一態様における配管検査装置は、配管の第１の位置において同時に励振された異なる波動モードの波動を、前記配管の第２の位置において検出する波動検出手段と、前記検出された異なる波動モードの波動の検出時間差を用いて算出された、前記異なる波動モードの内のいずれかの波動の速度をもとに、前記配管の劣化を診断する診断手段と、を備える。
　本発明の一態様における配管検査方法は、配管の第１の位置において、異なる波動モードの波動を同時に励振し、前記配管の第２の位置において、前記異なる波動モードの波動を検出し、前記検出された異なる波動モードの波動の検出時間差を用いて算出された、前記異なる波動モードの内のいずれかの波動の速度をもとに、前記配管の劣化を診断する。
　本発明の一態様におけるコンピュータが読み取り可能な記録媒体は、コンピュータに、配管の第１の位置において同時に励振された異なる波動モードの波動を、前記配管の第２の位置において検出し、前記検出された異なる波動モードの波動の検出時間差を用いて算出された、前記異なる波動モードの内のいずれかの波動の速度をもとに、前記配管の劣化を診断する、処理を実行させるプログラムを格納する。
　本発明の効果は、配管の劣化を容易に検出できることである。
本発明の実施の形態の基本的な構成を示すブロック図である。 本発明の実施の形態の配管検査システム１の構成を示すブロック図である。 本発明の実施の形態における、コンピュータにより実現された検査部２００の構成を示すブロック図である。 本発明の実施の形態における、励振部１００における加振方向と、波動センサ２１１における感度軸の配置方向と、の例を示す図である。 本発明の実施の形態の動作を示すフローチャートである。 管における縦波の流体構造連成波の周波数分散性を示す図である。 管におけるねじり波の流体構造連成波の周波数分散性を示す図である。 本発明の実施の形態の第１の具体例における、推定音速の算出結果を示す図である。 本発明の実施の形態の第２の具体例における、励振治具１０２の設置方法を示す図である。
　本発明を実施するための形態について図面を参照して詳細に説明する。なお、図面中の矢印の方向は一例を示すものであり、本発明の実施形態を限定するものではない。
　はじめに、本発明の実施の形態の構成を説明する。
　図２は、本発明の実施の形態の配管検査システム１の構成を示すブロック図である。図２を参照すると、配管検査システム１は、励振部１００、及び、検査部２００（または、配管検査装置）を含む。
　励振部１００は、配管３００のある位置（励振位置、または、第１の位置）において、異なる複数の波動モードの波動（応力波、または、弾性波とも記載する）を同時に励振する。本発明の実施の形態では、複数の波動モードとして、配管３００の軸方向の波動である縦波モード、及び、円周方向の波動であるねじり波（または、横波）モードを用いる。以下、縦波モードの波動、ねじり波モードの波動を、それぞれ、縦波、ねじり波と記載する。また、後述するように、縦波には、流体優勢モードと縦波優勢モードとが存在するが、本発明の実施の形態では、縦波として、縦波優勢モードを用いる。
　励振部１００は、ハンマー１０１、及び、励振治具１０２を含む。励振治具１０２は、配管３００に固定され、利用者等によってハンマー１０１で打撃されることにより、異なる複数の波動モードの波動を励振する。ここで、励振治具１０２は、例えば、材質が、日本工業規格（以下、ＪＩＳ（Japanese Industrial Standards））により規定される材質番号Ａ５０５２の丸棒である。また、ハンマー１０１は、例えば、先端突部が半球型で、材質がＪＩＳで規定される材質番号ＳＳ４００のハンマーである。
　検査部２００は、配管３００の、上述の励振位置とは異なる位置（検出位置、または、第２の位置）において検出された、異なる波動モード間の波動の到達時間差（検出時間差）を用いて、配管３００の劣化を検出する。
　検査部２００は、波動検出部２１０、及び、診断部２２０を含む。
　波動検出部２１０は、波動センサ２１１、波動モード分離部２１２、及び、周波数帯域制限部２１３を含む。
　波動センサ２１１は、配管３００の上述の検出位置において、異なる波動モードの波動を検出し、当該異なる波動モードの各々の波動を表す信号（以下、検出信号と呼ぶ）を出力する。波動センサ２１１は、例えば、定電流駆動回路が内蔵された、圧電式の３軸加速度センサである。
　波動モード分離部２１２は、波動センサ２１１により出力された検出信号から、劣化診断に必要な、縦波、及び、ねじり波の各々の検出信号を、周波数帯域制限部２１３に出力する。波動モード分離部２１２は、例えば、３軸加速度センサから出力される各波動モードの検出信号の内、設定された波動モード（縦波、及び、ねじり波）の各々の検出信号を出力するためのディップスイッチである。
　周波数帯域制限部２１３は、波動モード分離部２１２により出力された検出信号を所定の周波数特性で帯域制限する。周波数帯域制限部２１３は、例えば、抵抗とコンデンサとから構成され、所定の周波数特性を有するバンドパスフィルタである。
　診断部２２０は、時間差算出部２２１、及び、劣化診断部２２２を含む。
　時間差算出部２２１は、周波数帯域制限部２１３により出力された検出信号をもとに、縦波とねじり波との間の到達時間差を算出する。ここで、時間差算出部２２１は、例えば、縦波、及び、ねじり波の検出信号間の相互相関を表す相互相関関数を求めることにより、到達時間差を算出してもよい。また、時間差算出部２２１は、縦波、及び、ねじり波の各々の検出信号の包絡線を抽出し、包絡線が最大値を示した時刻の差をもとに、到達時間差を算出してもよい。
　劣化診断部２２２は、時間差算出部２２１により算出された到達時間差をもとに、波動の音速（以下、伝搬速度、または、位相速度とも記載する）の推定値（以下、推定音速とも記載する）を算出する。そして、劣化診断部２２２は、算出された推定音速と、配管３００が健全である場合（正常時）の推定音速との比較結果をもとに、配管３００の劣化を診断する。
　なお、検査部２００（配管検査装置）は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）とプログラムを記憶した記憶媒体を含み、プログラムに基づく制御によって動作するコンピュータであってもよい。
　図３は、本発明の実施の形態における、コンピュータにより実現された検査部２００の構成を示すブロック図である。
　検査部２００は、ＣＰＵ２０１、ハードディスクやメモリ等の記憶デバイス（記憶媒体）２０２、他装置等と通信を行う通信デバイス２０３、マウスやキーボード等の入力デバイス２０４、ディスプレイ等の出力デバイス２０５、及び、波動検出部２１０を含む。
　ＣＰＵ２０１は、診断部２２０の機能を実現するためのコンピュータプログラムを実行する。記憶デバイス２０２は、コンピュータプログラムを記憶する。また、入力デバイス２０４は、利用者等から、診断の実行指示を受け付ける。出力デバイス２０５は、利用者等へ、診断結果を出力する。また、通信デバイス２０３が、他の装置等から、診断の実行指示を受け付け、他の装置等へ診断結果を出力してもよい。
　次に、本発明の実施の形態の動作を説明する。
　図４は、本発明の実施の形態における、励振部１００における加振方向と、波動センサ２１１における感度軸の配置方向と、の例を示す図である。
　ここでは、励振治具１０２は上述の丸棒であり、その一端が配管３００上の励振位置に固定されていると仮定する。また、波動センサ２１１は３軸加速度センサであり、図４に示すように、感度軸の内の一つが配管３００の軸方向（縦波の方向）、他の一つが配管３００の軸方向に直交する円周方向（ねじり波の方向）となるように配置されていると仮定する。また、波動モード分離部２１２は、ディップスイッチであり、縦波とねじり波の各々の検出信号が出力されるように設定されていると仮定する。この場合、励振治具１０２の配管３００に固定されている端とは反対の端（他端）が、上述のハンマー１０１により、図４に示すように、励振治具１０２に垂直、かつ、配管３００の軸方向から４５度の方向に打撃（加振）されることが望ましい。これにより、配管３００の励振位置において、縦波、及び、ねじり波の波動が、同時に励振される。
　図５は、本発明の実施の形態の動作を示すフローチャートである。
　はじめに、励振部１００の励振治具１０２は、配管３００の励振位置において、縦波、及び、ねじり波を含む波動を励振する（ステップＳ１０１）。例えば、励振治具１０２は、図４の加振方向に加振される。
　波動検出部２１０の波動センサ２１１は、配管３００の検出位置において、異なる波動モードの波動を検出し、当該異なる波動モードの各々の検出信号を出力する（ステップＳ１０２）。
　波動モード分離部２１２は、波動センサ２１１により出力された検出信号から、縦波、及び、ねじり波の各々の検出信号を出力する（ステップＳ１０３）。
　周波数帯域制限部２１３は、所定の周波数特性に従って、縦波、及び、ねじり波の各々の検出信号に対する帯域制限を行う（ステップＳ１０４）。
　診断部２２０の時間差算出部２２１は、帯域制限された、縦波、及び、ねじり波の各々の検出信号間の相互相関関数をもとに、縦波、及び、ねじり波間の到達時間差Δｔを算出する（ステップＳ１０５）。
　劣化診断部２２２は、到達時間差Δｔから、縦波の推定音速を算出する（ステップＳ１０６）。
　配管３００における縦波の音速Ｖｚ、ねじり波の音速Ｖθは、数１式により表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　ここで、Ｅ、Ｇ、ρ、νは、それぞれ、配管３００の弾性係数、横弾性係数、密度、ポアソン比である。
　また、縦波、及び、ねじり波間の到達時間差Δｔは、縦波の音速Ｖｚ、ねじり波の音速Ｖθを用いて、数２式のように表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　ここで、Ｌは、励振位置と検出位置との間の距離である。ポアソン比νが１よりある程度小さい場合、数２式における到達時間差Δｔは、ある程度の誤差の範囲で数３式のように近似できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　したがって、縦波の音速Ｖｚは、到達時間差Δｔ、及び、励振位置と検出位置との間の距離Ｌを用いて、数４式により推定できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　劣化診断部２２２は、ステップＳ１０６で算出した縦波の推定音速と、正常時の縦波の推定音速とを比較する（ステップＳ１０７）。劣化診断部２２２は、比較結果をもとに、配管３００が劣化しているかどうかを判断する。
　ここで、配管３００の劣化に伴い、配管３００の弾性係数Ｅが低下すること、及び、配管３００の劣化に伴う密度ρの低下は、弾性係数Ｅの低下に比べて十分小さいことが観測されている。したがって、数１式より、配管３００の劣化に伴い、縦波の音速Ｖｚやねじり波の音速Ｖθは低下する。
　劣化診断部２２２は、ステップＳ１０６で算出した推定音速の正常時の推定音速に対する低下率が所定の閾値を超えた場合（ステップＳ１０８／Ｙ）、「劣化あり」と判断する（ステップＳ１０９）。一方、劣化診断部２２２は、低下率が所定の閾値以下の場合（ステップＳ１０８／Ｎ）、「劣化なし」と判断する（ステップＳ１１０）。
　劣化診断部２２２は、出力デバイス２０５を通して、利用者等へ診断結果を通知する（ステップＳ１１１）。
　以上により、本発明の実施の形態の動作が完了する。
　次に、劣化検出に用いる波動の周波数特性について説明する。
　実際の配管３００では、内部に含まれる流体が、配管３００の弾性波動に影響する。そこで、管の弾性体の運動方程式と流体のナビエストークス方程式とを強連成させることにより、縦波、及び、ねじり波の位相速度の周波数分散性を理論的に求めることができる。図６、図７は、それぞれ、このようにして求めた、管における縦波、及び、ねじり波の流体構造連成波の周波数分散性を示す図である。図６、図７において、横軸は周波数、縦軸は位相速度を示す。ここでは、弾性係数２０９ＧＰａ、ポアソン比０．３、管密度７８００ｋｇ／ｍ３、水密度９９９ｋｇ／ｍ３、体積弾性係数２．１ＧＰａ、動粘度１．０μｍ２／ｓ、流体の粘性係数０．００１Ｐａ・ｓを用いた。
　図６は、弾性管の縦波と流体の連成波の周波数分散性を表している。縦波の周波数分散特性は、主に二つの波動モードに支配される。一つは流体の持つ波動モードに類似する流体優勢モード、もう一つは配管３００の縦波に類似する縦波優勢モードである。図６に示すように、両者ともに１Ｈｚ以下の周波数帯域で大きな周波数分散を生じ、位相速度が低下する。
　また、図７は、ねじり波と流体の連成波の周波数分散性を表している。図７に示すように、ねじり波も１Ｈｚ以下の周波数帯域で大きな周波数分散を生じ、位相速度が低下する。
　一方、管の半径方向の長さが波長と同程度の大きさになると高周波数側の分散が生じることが、例えば、非特許文献１に開示されている。管における音速が５０００ｍ/ｓの場合、周波数５ｋＨｚで、波長は１ｍである。
　周波数分散が生じた場合、周波数に応じて波動の到着時刻が異なり、到達時間差Δｔの算出精度が悪くなる。したがって、異なるモードの波動の到達時間差の算出には、周波数帯域制限部２１３により、検出信号の帯域が１Ｈｚ～１ｋＨｚに制限されることが望ましい。
　なお、本発明の実施の形態では、到達時間差を用いて縦波の速度を算出したが、縦波の速度の代わりにねじり波の速度を算出し、ねじり波の速度をもとに、配管３００の劣化を診断してもよい。
　また、本発明の実施の形態では、異なる波動モードとして、縦波（縦波優勢モード）、及び、ねじり波の組み合わせを用いた。しかしながら、到達時間差をもとに波動の速度が算出できれば、縦波（流体優勢モード）、縦波（縦波優勢モード）、及び、ねじり波の内の他の組み合わせを用いてもよい。
　また、本発明の実施の形態では、励振部１００において、配管３００の励振位置に固定された励振治具１０２をハンマー１０１で打撃することにより、異なる波動モードの波動を励振した。しかしながら、異なる波動モードの波動を同時に励振できれば、弾性波送信素子等により、配管３００の励振位置を励振してもよい。
　次に、本発明の実施の形態の具体例を説明する。
　はじめに、第１の具体例として、疑似的に劣化させた管による試験結果を説明する。
　ここでは、電蝕により劣化させた配管用炭素鋼管を配管３００として用いた。配管３００のサイズは、内径４２ｍｍ、肉厚８ｍｍ、長さ２ｍである。電蝕は、配管３００の外径部をビニルテープで覆い、内径部を３％ＮａＣｌ水溶液に浸水し、アノード電極に銅板を用い、カソード電極に配管３００を用い、定電流源で通電することにより行った。電蝕条件としては、電流３Ａで、通電時間（腐食時間）２５ｍｉｎ、６０ｍｉｎ、１２０ｍｉｎを用いた。
　そして、正常な配管３００（腐食時間０ｍｉｎ）と各電蝕条件で劣化させた配管３００について、縦波とねじり波の到達時間差を計測した。配管３００の内部流体として水を用い、配管３００の両端は閉端とした。また、ハンマー１０１として、先端が鋼製のインパルスハンマーを用いた。波動センサ２１１として、４ｍＡ定電流駆動回路内蔵の３軸加速度センサを用い、当該センサを、感度軸の内の一軸が配管３００の軸方向、他の二軸が、円周方向、及び、半径方向の加速度を測定できるように、配管３００の一端に設置した。センサの検出信号を、１２ビットでＡ／Ｄ（Analog/Digital）変換し、サンプリング周波数１０ＭＨｚでサンプリングし、電圧レンジ片側５００ｍＶのディジタルオシロスコープにて計測した。励振治具１０２として棒状の治具を用い、当該治具の一端を、配管３００の軸方向に垂直に、配管３００の他端に固定した。そして、治具の他端を、治具に垂直、かつ、配管３００の軸方向から４５度の方向に、上述のインパルスハンマーにて加振した。この場合、センサの軸方向で縦波の波動が検出され、円周方向でねじり波の波動が検出される。
　ここで、正常な配管３００（腐食時間０ｍｉｎ）に対して検出された、縦波、ねじり波について、相互相関関数により求めた到達時間差は０．１７５６ｍｓｅｃであった。この値は、数３式により算出される時間差０．１５７６ｍｓｅｃとよく一致している。
　また、各電蝕条件（腐食時間２５ｍｉｎ、６０ｍｉｎ、１２０ｍｉｎ）で劣化させた配管３００に対して検出された、縦波、ねじり波について、同様に到達時間差を求め、推定音速を算出した。図８は、本発明の実施の形態の第１の具体例における、推定音速の算出結果を示す図である。図８において、横軸は各電蝕条件の腐食時間、縦軸は数４式により算出した推定音速である。図８に示すように、腐食時間の増加に伴い推定音速が減少する。腐食時間１２０ｍｉｎにおける推定音速は、正常時（腐食時間０ｍｉｎ）の推定音速から２．６３％低下しており、例えば、低下率に係る閾値として２.５％を用いることにより、腐食に伴う配管３００の劣化を正しく判定できる。
　次に、第２の具体例として、実際の埋設管による試験結果を説明する。
　図９は、本発明の実施の形態の第２の具体例における、励振治具１０２の設置方法を示す図である。
　ここでは、地中３ｍの深さに埋設された、ＪＩＳで規定される呼び径５０Ａの配管用炭素鋼管を配管３００として用いた。配管３００の内部流体として水を用い、励振位置と検出位置間の距離は７０ｍ、配管３００の両端は開端とした。また、ハンマー１０１として、先端が鋼製のインパルスハンマーを用いた。波動センサ２１１として、４ｍＡ定電流駆動回路内蔵の３軸加速度センサを用い、当該センサを、感度軸の内の一軸が配管３００の軸方向、他の二軸が、円周方向、及び、半径方向の加速度を測定できるように、検出位置に設置した。センサの検出信号を、１６ビットでＡ／Ｄ変換し、サンプリング周波数２０ｋＨｚでサンプリングし、電圧レンジ片側１４．１ｍＶのＦＦＴ（Fast Fourier Transform）アナライザーにて計測した。励振治具１０２として、図９に示すように、台形円錐型（断面が円であり、一端より他端が細いテーパー形状）の棒５０１を、配管３００の励振位置で配管３００に垂直に接続された地下式消火栓４００に固定した。棒５０１の一端（下底面）は、地下式消火栓４００の取水口４０１に、町野式金具にて固定した。取水口４０１は弁４０２から地下式消火栓４００の軸方向に向けて設置されている。すなわち、治具は、消火栓の軸方向に設置される。棒５０１のテーパー形状は、一端（下底面）の直径が９５ｍｍ、他端（上底面）の直径が６３ｍｍであり、他端の直径を一端の直径の２/３とした。棒５０１の材質は、ＪＩＳで規定される材質番号Ａ５０５２で、中実とした。このような形状により、棒５０１を軽量化できるとともに、棒５０１の長手方向の各断面で均等な力をロスなく地下式消火栓４００を通して、配管３００に伝達できる。そして、棒５０１の他端（上底面）を、棒５０１に垂直、かつ、配管３００の軸方向から４５度の方向に、上述のインパルスハンマーにて加振した。この場合も、センサの軸方向で縦波の波動が検出され、円周方向でねじり波の波動が検出される。
　ここで、配管３００に対して検出された、縦波、ねじり波について、相互相関関数により求めた到達時間差は４．４５ｍｓｅｃであった。この値は、数３式により算出される時間差５．８ｍｓｅｃとよく一致している。したがって、実際の埋設管でも、腐食に伴う劣化を正しく判定できると考えられる。
　なお、上述の具体例では、棒５０１を、配管３００の励振位置に接続された地下式消火栓４００に固定した。同様に、波動センサ２１１も、配管３００の軸方向、及び、円周方向の加速度が測定できるように、配管３００の検出位置に接続された地下式消火栓に設置してよい。
　次に、本発明の基本的な構成を説明する。
　図１は、本発明の基本的な構成を示すブロック図である。図１を参照すると、配管検査システム１は、励振部１００、波動検出部２１０、及び、診断部２２０を含む。励振部１００は、配管３００の第１の位置において、異なる波動モードの波動を同時に励振する。波動検出部２１０は、配管３００の第２の位置において、異なる波動モードの波動を検出する。診断部２２０は、検出された異なる波動モードの波動の検出時間差を用いて算出された、異なる波動モードの内のいずれかの波動の速度をもとに、配管３００の劣化を診断する。
　次に、本発明の実施の形態の効果を説明する。
　本発明の実施の形態によれば、配管の劣化を容易に検出できる。その理由は、配管の第１の位置において、異なる波動モードの波動を同時に励振し、第２の位置において、異なる波動モードの波動を検出し、検出された波動の検出時間差を用いて算出された波動の速度をもとに、配管の劣化を診断するためである。
　これにより、波動の励振部と検出部との間で、同期をとる必要はなく、システムを簡単、かつ、低コストで構成できる。
　また、特許文献１に記載された技術では、配管上で波動を励振、検出するために、励振部や検出部を配管の周囲に配置する必要があり、埋設管に対する適用が困難であった。本発明の実施の形態によれば、配管に接続された地下式消火栓等を励振部や検出部の一部として用いることができるため、埋設管に対しても容易に適用できる。
　以上、実施形態を参照して本願発明を説明したが、本願発明は上記実施形態に限定されるものではない。本願発明の構成や詳細には、本願発明のスコープ内で当業者が理解し得るさまざまな変更をすることができる。
　この出願は、２０１５年１月１４日に出願された日本出願特願２０１５－００４６７６を基礎とする優先権を主張し、その開示の全てをここに取り込む。
　１００　　励振部
　１０１　　ハンマー
　１０２　　励振治具
　２００　　検査部
　２０１　　ＣＰＵ
　２０２　　記憶デバイス
　２０３　　通信デバイス
　２０４　　入力デバイス
　２０５　　出力デバイス
　２１０　　波動検出部
　２１１　　波動センサ
　２１２　　波動モード分離部
　２１３　　周波数帯域制限部
　２２０　　診断部
　２２１　　時間差算出部
　２２２　　劣化診断部
　３００　　配管
　４００　　地下式消火栓
　４０１　　取水口
　４０２　　弁
　５０１　　棒

Claims (10)

  1. 　配管の第１の位置において、異なる波動モードの波動を同時に励振する励振手段と、
    　前記配管の第２の位置において、前記異なる波動モードの波動を検出する波動検出手段と、
    　前記検出された異なる波動モードの波動の検出時間差を用いて算出された、前記異なる波動モードの内のいずれかの波動の速度をもとに、前記配管の劣化を診断する診断手段と、
    　を備えた配管検査システム。
  2. 　前記診断手段は、前記算出された波動の速度の、正常時の速度に対する変化量をもとに、前記配管の劣化を診断する、
    　請求項１に記載の配管検査システム。
  3. 　前記異なる波動モードは、前記配管の軸方向の波動である縦波モードと円周方向の波動であるねじり波モードである、
    　請求項１または２に記載の配管検査システム。
  4. 　前記励振手段は、棒形状を有し、一端が前記配管の軸方向に対して略垂直に固定され、他端の近傍が、当該励振手段に略垂直、かつ、前記配管の軸方向に対して略４５度の方向に打撃加振されることにより、前記異なる波動モードの波動を同時に励振する、
    　請求項３に記載の配管検査システム。
  5. 　前記励振手段は、前記配管の軸方向に対して略垂直に接続された消火栓と当該消火栓の略軸方向に固定された棒を含む、
    　請求項４に記載の配管検査システム。
  6. 　前記棒は、断面が円形状で、前記消火栓に固定されていない端の直径が固定されている端の直径の２／３となるようなテーパー形状を有する、
    　請求項５に記載の配管検査システム。
  7. 　前記波動検出手段は、前記異なる波動モードのそれぞれの、周波数１Ｈｚから１ｋＨｚの間の波動を検出する、
    　請求項１乃至６のいずれかに記載の配管検査システム。
  8. 　配管の第１の位置において同時に励振された異なる波動モードの波動を、前記配管の第２の位置において検出する波動検出手段と、
    　前記検出された異なる波動モードの波動の検出時間差を用いて算出された、前記異なる波動モードの内のいずれかの波動の速度をもとに、前記配管の劣化を診断する診断手段と、
    　を備えた配管検査装置。
  9. 　配管の第１の位置において、異なる波動モードの波動を同時に励振し、
    　前記配管の第２の位置において、前記異なる波動モードの波動を検出し、
    　前記検出された異なる波動モードの波動の検出時間差を用いて算出された、前記異なる波動モードの内のいずれかの波動の速度をもとに、前記配管の劣化を診断する、
    　配管検査方法。
  10. 　コンピュータに、
    　配管の第１の位置において同時に励振された異なる波動モードの波動を、前記配管の第２の位置において検出し、
    　前記検出された異なる波動モードの波動の検出時間差を用いて算出された、前記異なる波動モードの内のいずれかの波動の速度をもとに、前記配管の劣化を診断する、
    　処理を実行させるプログラムを格納する、コンピュータが読み取り可能な記録媒体。
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