RU2620023C1 - Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation - Google Patents
Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2620023C1 RU2620023C1 RU2016132866A RU2016132866A RU2620023C1 RU 2620023 C1 RU2620023 C1 RU 2620023C1 RU 2016132866 A RU2016132866 A RU 2016132866A RU 2016132866 A RU2016132866 A RU 2016132866A RU 2620023 C1 RU2620023 C1 RU 2620023C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic
- pipeline
- signal
- sensors
- signals
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 18
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims abstract description 12
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims abstract description 8
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims abstract 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 5
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 5
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 5
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000009527 percussion Methods 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
Images
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
- G01M3/24—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using infrasonic, sonic, or ultrasonic vibrations
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY
Группа изобретений относится к способу и устройству определения места утечки жидкости или газа в трубопроводах и предназначено для определения координат течи в труднодоступных местах трубопровода, например газопроводов и нефтепроводов.The group of inventions relates to a method and apparatus for determining the location of a leak of liquid or gas in pipelines and is intended to determine the coordinates of a leak in hard-to-reach places of a pipeline, for example gas pipelines and oil pipelines.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
Известен способ обнаружения места положения течи, раскрытый в US 5058419 A, опубл. 22.10.19991. Способ заключается в приеме звука первым датчиком, установленным на трубопроводе, приеме сигнала вторым датчиком, установленным на том же трубопроводе на некотором расстоянии от первого, выполнение математической обработки сигналов, расчет времени задержки сигнала от течи, определение расстояния до места утечки от первого и второго датчиков.A known method for detecting the location of a leak, disclosed in US 5058419 A, publ. 10/22/19991. The method consists in receiving sound by the first sensor installed on the pipeline, receiving a signal by the second sensor installed on the same pipeline at a distance from the first, performing mathematical processing of the signals, calculating the delay time of the signal from the leak, determining the distance to the leak from the first and second sensors .
Данный корреляционный метод имеет ряд недостатков. Для расчета расстояния до места утечки необходимо знать значение скорости групповой скорости звука в трубопроводе с жидкостью. В данном патенте данную скорость определяют расчетным способом, что может привести к существенным погрешностям в определении расстояния до утечки. При погрешности определения скорости в 5% погрешность определения расстояния в трубопроводе длинной 1000 м может достигать ±50 м, что не приемлемо для проведения земляных работ в городских условиях.This correlation method has several disadvantages. To calculate the distance to the leak, it is necessary to know the value of the velocity of the group velocity of sound in the pipeline with the liquid. In this patent, this speed is determined by calculation, which can lead to significant errors in determining the distance to the leak. With an error in determining the speed of 5%, the error in determining the distance in a pipeline with a length of 1000 m can reach ± 50 m, which is not acceptable for earthworks in urban conditions.
Наиболее близким аналогом заявленной группы изобретения является способ и устройство определения места течи в трубопроводе, раскрытые в RU 22498020 C2, опубл. 10.04.2005.The closest analogue of the claimed group of the invention is a method and device for determining the location of a leak in a pipeline, disclosed in RU 22498020 C2, publ. 04/10/2005.
Способ, раскрытый в наиболее близком аналоге, заключается в приеме шумовых сигналов первым и вторым акустическими датчиками, преобразования этих акустических сигналов в электрические, фильтрацию и дискретизацию электрических сигналов и определение места течи по времени задержки шумовых сигналов течи, при этом акустические датчики устанавливаются рядом, один на трубопровод, второй рядом с трубопроводом в окружающей среде, первый датчик экранируют от шума в окружающей среде, второй датчик экранируют от шума в трубопроводе. Предварительно на фиксированном расстоянии RH от датчиков возбуждают в трубопроводе и в окружающей его среде искусственный шумовой сигнал, принимают шумовой сигнал, распространяющийся по трубопроводу первым акустическим датчиком, шумовой сигнал, распространяющийся по окружающей трубопровод среде вторым акустическим датчиком, электрические сигналы первого и второго акустических датчиков после фильтрации и дискретизации подвергают взаимоспектральной обработке, по данным о действительной и мнимой частях взаимного спектра, величине Rи и расчетному значению скорости распространения акустических волн в среде находят скорость распространения групповых волн в трубопроводе, при наличии сигнала течи производят взаимоспектральную обработку преобразованных в электрические сигналы отфильтрованных, дискретизированных сигналов течи, принятых первым и вторым акустическими датчиками, время задержки шумовых сигналов течи, принятых первым и вторым акустическими датчиками, определяют данные о действительной и мнимой частях взаимного спектра шумовых сигналов течи, после чего определяют место течи с учетом скорости распространения акустических волн в среде и скорости групповых волн в трубопроводе. Данное значение групповой скорости используется для расчета расстояния до места течи.The method disclosed in the closest analogue consists in receiving noise signals by the first and second acoustic sensors, converting these acoustic signals into electrical ones, filtering and sampling the electrical signals and determining the leak location by the delay time of the noise leak signals, while the acoustic sensors are installed side by side, one on the pipeline, the second next to the pipeline in the environment, the first sensor is shielded from noise in the environment, the second sensor is shielded from noise in the pipeline. First, at a fixed distance R H from the sensors, an artificial noise signal is excited in the pipeline and in its environment, a noise signal propagating through the pipeline by the first acoustic sensor is received, a noise signal propagating through the environment by the second acoustic sensor, electrical signals of the first and second acoustic sensors after filtering and sampling, they are subjected to inter-spectral processing, according to the data on the real and imaginary parts of the mutual spectrum, the value of R and the calculated value of the propagation velocity of acoustic waves in the medium is determined by the propagation velocity of group waves in the pipeline, in the presence of a leak signal, the filtered, discretized leak signals converted to electrical signals received by the first and second acoustic sensors are mutually spectral, and the delay time of noise noise signals received by the first and the second acoustic sensors, determine data on the real and imaginary parts of the mutual spectrum of the noise signals of the leak, after which o determine the location of the leak taking into account the propagation velocity of acoustic waves in the medium and the velocity of group waves in the pipeline. This group velocity value is used to calculate the distance to the leak.
Устройство определения места течи в трубопроводе, раскрытое в наиболее близком аналоге, содержит первый и второй приемные тракты, каждый из которых содержит последовательно соединенные первый и второй акустические датчики соответственно, усилитель, фильтр, аналого-цифровой преобразователь, причем первый акустический датчик имеет акустический контакт с трубопроводом и акустически заэкранирован от акустических волн в окружающей трубопровод среде, а второй акустический акустически заэкранирован от акустических волн, распространяющихся по трубопроводу, в устройство введены последовательно соединенные анализатор взаимного спектра, первый и второй входы которого соединены с выходами аналого-цифровых преобразователей первого и второго приемного трактов соответственно, блок вычисления расстояния и скорости распространения групповых волн в трубопроводе и индикатор, также введен блок памяти скоростей распространения групповых волн в трубопроводе и в окружающей трубопровод среде, вход которого соединен со вторым выходом, а выход - со вторым входом блока вычисления расстояния и скорости распространения групповых волн в трубопроводе, также введен блок управления, синхровходы и синхровыходы которого соединены с аналого-цифровым преобразователем, с анализатором взаимного спектра, с блоком вычисления расстояния и скорости распространения групповых волн в трубопроводе, с блоком памяти скоростей распространения групповых волн в трубопроводе и в окружающей трубопровод среде и с индикатором, также введен искусственный источник акустического сигнала, акустически связанный с первым акустическим датчиком по трубопроводу, а со вторым акустическим датчиком - по окружающей трубопровод среде.The device for determining a leak in a pipeline, disclosed in the closest analogue, contains first and second receiving paths, each of which contains series-connected first and second acoustic sensors, respectively, an amplifier, a filter, an analog-to-digital converter, the first acoustic sensor having acoustic contact with piping and is acoustically shielded from acoustic waves in the environment of the conduit, and a second acoustic is acoustically shielded from acoustic waves propagating Through the pipeline, a mutual spectrum analyzer is introduced into the device, the first and second inputs of which are connected to the outputs of the analog-to-digital converters of the first and second receiving paths, respectively, a unit for calculating the distance and propagation velocity of group waves in the pipeline, and an indicator; a speed memory unit is also introduced the propagation of group waves in the pipeline and in the environment surrounding the pipeline, the input of which is connected to the second output, and the output to the second input of the calculation unit the state and propagation velocity of group waves in the pipeline, a control unit has also been introduced, the sync inputs and sync outputs of which are connected to an analog-to-digital converter, with a mutual spectrum analyzer, with a unit for calculating the distance and propagation velocity of group waves in the pipeline, with a memory unit for propagating group wave velocities in the pipeline and in the surrounding pipeline environment and with an indicator, an artificial source of an acoustic signal is also introduced, acoustically connected to the first acoustic sensor through the pipeline, and with a second acoustic sensor - through the environment surrounding the pipeline.
Недостатками наиболее близкого аналога является низкая точность в определении расстояния до течи по следующим причинам:The disadvantages of the closest analogue is the low accuracy in determining the distance to the leak for the following reasons:
- точное определение скорости звука в окружающей среде является сложной задачей и задание табличного значения данной скорости или ее расчет имеет большие отклонения от истинного значения и приводят к таким же погрешностям в определении групповой скорости, что и просто расчет по заданному диаметру, давлению и материалу;- accurate determination of the speed of sound in the environment is a difficult task and setting a tabular value for a given speed or calculating it has large deviations from the true value and lead to the same errors in determining the group velocity as simply calculating from a given diameter, pressure and material;
- шумовой источник искусственного звука усложняет определение времени прохождения сигнала и повышает погрешность в его определении. Кроме того, если окружающей трубопровод средой является грунт, то затухание акустического сигнала в грунте не позволит использовать данное устройство на практике, т.к. расстояние от источника искусственного источника акустического сигнала до места расположения датчиков не превысит несколько метров:- a noise source of artificial sound complicates the determination of the signal transit time and increases the error in its determination. In addition, if the environment surrounding the pipeline is soil, then attenuation of the acoustic signal in the soil will not allow the use of this device in practice, because the distance from the source of the artificial source of the acoustic signal to the location of the sensors will not exceed several meters:
- аппаратные погрешности измерения времени задержки, согласования времени начала импульса в грунте и трубопроводе, неточность задания скорости звука в окружающей среде приведут к погрешностям в десятки процентов про расчете групповой скорости звука в трубопроводе.- hardware errors in measuring the delay time, matching the start time of the pulse in the soil and the pipeline, the inaccuracy of setting the speed of sound in the environment will lead to tens of percent errors in calculating the group velocity of sound in the pipeline.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Задачей заявленной группы изобретений является разработка способа и устройства определения места течи в трубопроводе, обеспечивающих точность определения места течи в трубопроводе.The objective of the claimed group of inventions is to develop a method and device for determining the location of a leak in the pipeline, ensuring the accuracy of determining the location of a leak in the pipeline.
Техническим результатом заявленной группы изобретений является повышение точности и достоверности определения места нахождения течи в трубопроводе.The technical result of the claimed group of inventions is to increase the accuracy and reliability of determining the location of a leak in the pipeline.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ определения места течи в трубопроводе включает следующие этапы.The specified technical result is achieved due to the fact that the method of determining the place of a leak in the pipeline includes the following steps.
a) Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе, на котором закреплены два акустических датчика, расположенные на заданном расстоянии друг от друга по длине трубопровода.a) Forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline, on which two acoustic sensors are fixed, located at a given distance from each other along the length of the pipeline.
b) Прием акустических импульсных сигналов первым и вторым акустическим датчиком, с фиксацией времени прихода акустических импульсов сначала на первый акустический датчик - ближний, а затем на второй акустический датчик.b) Reception of acoustic pulsed signals by the first and second acoustic sensors, with fixing the time of arrival of acoustic pulses, first to the first acoustic sensor - the near one, and then to the second acoustic sensor.
c) Определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала в трубопроводе на основе данных прохождения акустических импульсных сигналов от средства создания акустических сигналов до по крайней мере одного акустического датчика.c) Determining the average group velocity of sound propagation of the acoustic signal in the pipeline based on the transmission of acoustic pulse signals from the acoustic signal generating means to at least one acoustic sensor.
d) Прием акустического сигнала от течи первым и вторым акустическими датчиками с последующими обработкой полученного сигнала и определением времени задержки прихода сигнала на датчики от течи.d) Acceptance of the acoustic signal from the leak by the first and second acoustic sensors, followed by processing the received signal and determining the time delay for the signal to arrive at the sensors from the leak.
e) Определение расстояния до течи в трубопроводе от одного из датчиков на основании определенных времени задержки прихода сигнала на датчики от течи и измеренной средней групповой скорости звука в трубопроводе.e) Determining the distance to the leak in the pipeline from one of the sensors based on the determined time delay of the signal to the sensors from the leak and the measured average group sound velocity in the pipeline.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется на заданном расстоянии от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, а определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала осуществляют на основе времени прохождения акустического сигнала от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, являющегося приемником акустического сигнала от средства создания акустических сигналов для определения скорости звука.Forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is carried out at a predetermined distance from the means for generating acoustic signals to the first acoustic sensor, and the average group velocity of sound propagation of the acoustic signal is determined based on the travel time of the acoustic signal from the means for generating acoustic signals to the first acoustic sensor, which is the receiver of the acoustic signal from means for generating acoustic signals to determine the speed of sound.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется на заданном расстоянии от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, а определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала осуществляют на основе времени прохождения акустического сигнала между первым и вторым акустическими датчиками, при этом первый и второй акустические датчики являются корреляционными и приемниками акустического сигнала от средства создания акустических сигналов для определения скорости звука.The acoustic waves are forcedly excited in the pipeline at a predetermined distance from the acoustic signal generating means to the first acoustic sensor, and the average group velocity of sound propagation of the acoustic signal is determined based on the acoustic signal propagation time between the first and second acoustic sensors, with the first and second acoustic sensors are correlation and receivers of the acoustic signal from the means for creating acoustic signals for determining the speed of sound.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется на неизвестном расстоянии от средства создания акустических сигналов до первого акустического датчика, а определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала осуществляют на основе времени прохождения акустического сигнала между первым и вторым акустическими датчиками, при этом первый и второй акустические датчики являются корреляционными приемниками акустического сигнала от средства создания акустических сигналов для определения скорости звука.Forced acoustic vibrations in the pipeline are carried out at an unknown distance from the acoustic signal generating means to the first acoustic sensor, and the average group velocity of sound propagation of the acoustic signal is determined based on the acoustic signal propagation time between the first and second acoustic sensors, while the first and second acoustic sensors are correlation receivers of the acoustic signal from the means for generating acoustic signals for I determine the speed of sound.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется с помощью генератора акустических импульсов, соединенного со средством создания акустических сигналов путем механического удара по поверхности трубопровода.Forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is carried out using an acoustic pulse generator connected to means for generating acoustic signals by mechanical shock on the surface of the pipeline.
Принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе осуществляется с помощью генератора акустических импульсов, соединенного со средством создания акустических сигналов путем создания акустического сигнала пьезоизлучателем и передачи сигнала через волновод на поверхность трубопровода.Forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is carried out using an acoustic pulse generator connected to means for generating acoustic signals by creating an acoustic signal by a piezo emitter and transmitting the signal through a waveguide to the surface of the pipeline.
Указанный технический результат достигается также за счет того, что устройство определения места положения течи в трубопроводе для осуществления вышеописанного способа содержит генератор акустических импульсных сигналов, первый и второй приемные тракты, каждый из которых содержит последовательно соединенные акустический датчик, усилитель, фильтр, средство передачи сигнала, средство приема сигнала и аналого-цифровой преобразователь (АЦП), соединенные с блоком обработки, к которому подключен индикатор, при этом генератор акустических импульсных сигналов соединен со средством создания акустических сигналов, установленным на трубопроводе и создающим акустические колебания в трубопроводе, при этом первый и второй акустические датчики, расположенные на трубопроводе, разнесены на заданное расстояние по его длине, акустически связаны при помощи трубопровода со средством создания акустических сигналов.The specified technical result is also achieved due to the fact that the device for determining the location of the leak in the pipeline for the implementation of the above method contains an acoustic pulse generator, first and second receiving paths, each of which contains an acoustic sensor, amplifier, filter, signal transmission means, signal receiving means and an analog-to-digital converter (ADC) connected to the processing unit to which the indicator is connected, while the acoustic generator pulse signals is connected to the acoustic signal generating means installed on the pipeline and generating acoustic vibrations in the pipeline, while the first and second acoustic sensors located on the pipeline are spaced a predetermined distance along its length, are acoustically connected by the pipeline to the acoustic signal generating means.
В качестве средства создания акустических сигналов применено механическое ударное устройство, приводимое в действие с помощью соленоида.As a means of creating acoustic signals, a mechanical percussion device driven by a solenoid is used.
В качестве средства создания акустических сигналов применен пьезоэлектрический излучатель, акустически связанный с трубопроводом.As a means of creating acoustic signals, a piezoelectric emitter acoustically connected to the pipeline is used.
Средство создания акустических сигналов расположено в одном корпусе с первым акустическим датчиком.The means for creating acoustic signals is located in one housing with the first acoustic sensor.
Средства передачи и приема сигнала выполнены как радиопередатчик и приемник радиосигнала.Means for transmitting and receiving a signal are made as a radio transmitter and receiver of a radio signal.
Средства передачи и приема сигнала выполнены в виде проводной связи.Means of signal transmission and reception are made in the form of a wired connection.
Генератор акустических импульсных сигналов снабжен средством синхронизации времени импульса, соединенным с блоком обработки.The acoustic pulse generator is provided with a pulse time synchronization means connected to the processing unit.
Средство синхронизации времени импульса соединено с блоком обработки с помощью проводной связи.The pulse time synchronization means is connected to the processing unit by wire communication.
Средство синхронизации времени импульса соединено с блоком обработки с помощью радиоканала.The pulse time synchronization means is connected to the processing unit via a radio channel.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Изобретение будет более понятным из описания, не имеющего ограничительного характера и приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:The invention will be more clear from the description, which is not restrictive and given with reference to the accompanying drawings, which depict:
Фиг. 1 - Блок-схема устройства;FIG. 1 - Block diagram of the device;
Фиг. 2 - Расположение на трубопроводе элементов устройства.FIG. 2 - Location on the pipeline of the elements of the device.
1 - первый акустический датчик; 2 - второй акустический датчик; 3 - усилитель; фильтр; 4 - фильтр; 5 - средство передачи сигнала; 6 - средство приема сигнала; 7 - АЦП; 8 - блок обработки; 9 - индикатор; 10 - генератор акустических импульсных сигналов; 11 - средство создания акустических сигналов; 12 - место течи в трубопроводе.1 - the first acoustic sensor; 2 - second acoustic sensor; 3 - amplifier; filter; 4 - filter; 5 - signal transmission means; 6 - means for receiving a signal; 7 - ADC; 8 - processing unit; 9 - indicator; 10 - generator of acoustic pulse signals; 11 - means for creating acoustic signals; 12 - place of leak in the pipeline.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Устройство определения места положения течи в трубопроводе для осуществления содержит генератор (10) акустических импульсных сигналов, первый и второй приемные тракты, каждый из которых содержит последовательно соединенные акустический датчик (1, 2), усилитель (3), фильтр (4), средство (5) передачи сигнала, средство (6) приема сигнала и аналого-цифровой преобразователь (7), соединенные с блоком обработки (8), к которому подключен индикатор (9), при этом генератор (10) акустических импульсных сигналов соединен со средством (11) создания акустических сигналов, установленным на трубопроводе и создающим акустические колебания в трубопроводе, при этом первый (1) и второй (2) акустические датчики, расположенные на трубопроводе, разнесены на заданное расстояние по его длине, акустически связаны при помощи трубопровода со средством (11) создания акустических сигналов.The device for determining the location of the leak in the pipeline for implementation contains a generator (10) of acoustic pulse signals, the first and second receiving paths, each of which contains a series-connected acoustic sensor (1, 2), amplifier (3), filter (4), means ( 5) signal transmission, signal receiving means (6) and an analog-to-digital converter (7) connected to the processing unit (8) to which the indicator (9) is connected, while the acoustic pulse generator (10) is connected to the means (11) ) creating acoustic sig Along with the installed on the pipeline and creating acoustic vibrations in the pipeline, the first (1) and second (2) acoustic sensors located on the pipeline are spaced a predetermined distance along its length, are acoustically connected by means of the pipeline to the means (11) for creating acoustic signals.
В качестве средства (11) создания акустических сигналов применено механическое ударное устройство, приводимое в действие с помощью соленоида.As a means (11) for creating acoustic signals, a mechanical shock device is used, driven by a solenoid.
В качестве средства (11) создания акустических сигналов применен пьезоэлектрический излучатель, акустически связанный с трубопроводом.As a means (11) for generating acoustic signals, a piezoelectric emitter acoustically connected to the pipeline is used.
Средство (11) создания акустических сигналов расположено в одном корпусе с первым (1) акустическим датчиком.The acoustic signal generating means (11) is located in one housing with the first (1) acoustic sensor.
Средства передачи (5) и приема (6) сигнала выполнены как радиопередатчик и приемник радиосигнала.Means of transmission (5) and reception (6) of the signal are made as a radio transmitter and receiver of the radio signal.
Средства передачи (5) и приема (6) сигнала выполнены в виде проводной связи.Means of transmission (5) and reception (6) of the signal are made in the form of a wired connection.
Генератор (10) акустических импульсных сигналов снабжен средством синхронизации времени импульса, соединенным с блоком обработки.The generator (10) of acoustic pulse signals is equipped with means for synchronizing the time of the pulse connected to the processing unit.
Средство синхронизации времени импульса соединено с блоком обработки с помощью проводной связи.The pulse time synchronization means is connected to the processing unit by wire communication.
Средство синхронизации времени импульса соединено с блоком обработки с помощью радиоканала.The pulse time synchronization means is connected to the processing unit via a radio channel.
Заявленное устройство в соответствии с фиг. 1-2 работает следующим образом. В соответствии одним вариантом осуществления изобретения по длине трубопровода закрепляются средство (11) создания акустического сигнала, первый (1) и второй (2) акустические датчики, при этом средство (11) создания акустического сигнала закреплено на трубопроводе на заданном расстоянии h1 (до 1 км) от первого (1) - ближнего акустического датчика, а первый (1) и второй (2) акустические датчики также закреплены на трубопроводе на заданном расстоянии h2 (до 1 км). После чего в трубопроводе осуществляют принудительное возбуждение акустических колебаний, для этого генератор (10) акустических импульсных сигналов подключают к средству (11) создания акустического сигнала, выполненного в виде механического ударного устройства или пьезоэлектрического излучателя. После чего генератор (10) акустических импульсных сигналов вырабатывает импульс напряжения или тока, который поступает на средство (11) создания акустического сигнала и после преобразования сигнала в нем приводит в действие средство (11) создания акустического сигнала, акустически связанное с трубопроводом. При этом генератор (10) акустических импульсных сигналов содержит средство синхронизации времени импульса, которое фиксирует время начала создания акустического сигнала и передает на блок обработки (8). Средство (11) создания акустического сигнала акустически создает в трубопроводе акустический сигнал, который, распространяясь по трубопроводу, фиксируется первым акустическим датчиком (1), усиливается в усилителе (3), фильтруется фильтром (4) и с помощью средства передачи сигнала (5) передается на средство приема сигнала (6), оцифровывается АЦП (7) и поступает на блок обработки (8). Акустический сигнал, достигая второго акустического датчика (2), расположенного на заданном расстоянии от первого (1), фиксируется им и после обработки, аналогичной вышеописанной, поступает на блок обработки (8). В блоке обработки (8) происходит расчет средней групповой скорости (Vгр) прохождения сигнала на основе времени задержки прохождения акустического сигнала между датчиками (t2) и известного расстояния между датчиками (h2) по формулеThe claimed device in accordance with FIG. 1-2 works as follows. In accordance with one embodiment of the invention, means (11) for generating an acoustic signal, first (1) and second (2) acoustic sensors are fixed along the length of the pipeline, while means (11) for creating an acoustic signal are fixed to the pipeline at a given distance h 1 (up to 1 km) from the first (1) - near acoustic sensor, and the first (1) and second (2) acoustic sensors are also fixed on the pipeline at a given distance h 2 (up to 1 km). Then, acoustic vibrations are forcedly excited in the pipeline; for this, the acoustic pulse generator (10) is connected to the acoustic signal generating means (11) made in the form of a mechanical shock device or a piezoelectric emitter. After that, the acoustic pulse generator (10) generates a voltage or current pulse, which is supplied to the acoustic signal generating means (11) and, after converting the signal into it, activates the acoustic signal generating means (11) acoustically connected to the pipeline. In this case, the generator (10) of acoustic pulse signals contains means for synchronizing the time of the pulse, which records the start time of the creation of the acoustic signal and transfers it to the processing unit (8). The acoustic signal generating means (11) acoustically creates an acoustic signal in the pipeline, which, propagating through the pipeline, is detected by the first acoustic sensor (1), amplified in the amplifier (3), filtered by a filter (4) and transmitted using the signal transmission means (5) to the signal receiving means (6), the ADC is digitized (7) and goes to the processing unit (8). The acoustic signal, reaching the second acoustic sensor (2) located at a predetermined distance from the first (1), is recorded by it and, after processing similar to the one described above, is transmitted to the processing unit (8). In the processing unit (8), the average group velocity (Vgr) of the signal passage is calculated based on the acoustic signal delay time between the sensors (t2) and the known distance between the sensors (h2) according to the formula
Vгр=h2/t2.Vgr = h2 / t2.
После этого прекращают принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе, при этом первый (1) и второй (2) акустические датчики фиксируют акустические непрерывные сигналы от течи, полученные сигналы усиливаются в усилителе (3), фильтруются фильтром (4) и с помощью средства передачи сигнала (5) передаются на средство приема сигнала (6), оцифровываются АЦП (7) и поступают на блок обработки (8). В блоке обработки (8) проводят корреляционную обработку обработанных непрерывных сигналов с выявлением сигналов от течи. На основании корреляционной обработки определяется время задержки сигнала от утечки до первого (1) и второго (2) акустических датчиков. На основе времени задержки сигнала от утечки до первого (1) и второго (2) акустических датчиков и средней групповой скорости блок обработки рассчитывает расстояние до места утечки от одного из датчиков. Расчетные данные выводятся на индикатор (9).After that, the forced excitation of acoustic vibrations in the pipeline is stopped, while the first (1) and second (2) acoustic sensors detect acoustic continuous signals from a leak, the received signals are amplified in an amplifier (3), filtered by a filter (4) and using a signal transmission means (5) are transmitted to the signal receiving means (6), the ADCs are digitized (7) and are transmitted to the processing unit (8). In the processing unit (8), correlation processing of the processed continuous signals is carried out with the detection of signals from the leak. Based on the correlation processing, the delay time of the signal from the leak to the first (1) and second (2) acoustic sensors is determined. Based on the delay time of the signal from the leak to the first (1) and second (2) acoustic sensors and the average group speed, the processing unit calculates the distance to the leak from one of the sensors. The calculated data are displayed on the indicator (9).
Применение двух акустических датчиков (1, 2), расположенных на заданном расстоянии друг от друга по длине трубопровода, и средства (11) создания акустического сигнала, расположенного на заданном расстоянии от первого (1) - ближнего акустического датчика, позволяет повысить точность и достоверность определения места нахождения течи в трубопроводе за счет расположения средства (11) создания акустического сигнала от первого (1) - ближнего акустического датчика на большем расстоянии, чем в наиболее близком аналоге, так как в наиболее близком аналоге при создании акустических колебаний в грунте, источник создания акустических колебаний может быть установлен не более чем на 10 м от акустического датчика, так как акустический сигнал в грунте быстро затухает и на таком расстояние сложно точно определить среднюю групповую скорость прохождения сигнала, следовательно, предлагаемая группа изобретений позволяет более точно определить среднюю групповую скорость прохождения сигнала, следовательно, повысить точность и достоверность определения места нахождения течи в трубопроводе.The use of two acoustic sensors (1, 2) located at a given distance from each other along the length of the pipeline, and means (11) for creating an acoustic signal located at a given distance from the first (1) - near acoustic sensor, allows to increase the accuracy and reliability of determination the location of the leak in the pipeline due to the location of the means (11) for generating an acoustic signal from the first (1) nearest acoustic sensor at a greater distance than in the closest analogue, since in the closest analog e when creating acoustic vibrations in the soil, the source of generating acoustic vibrations can be installed no more than 10 m from the acoustic sensor, since the acoustic signal in the soil decays quickly and it is difficult to accurately determine the average group velocity of the signal, therefore, the proposed group EFFECT: invention makes it possible to more accurately determine the average group velocity of a signal, therefore, to increase the accuracy and reliability of determining the location of a leak in a pipeline.
В соответствии с другим вариантом осуществления, при котором по длине трубопровода закрепляются средство (11) создания акустического сигнала, первый (1) и второй (2) акустические датчики, при этом средство (11) создания акустического сигнала закреплено на трубопроводе на неизвестном расстоянии h1 (до 1 км) от первого (1) - ближнего акустического датчика, а первый (1) и второй (2) акустические датчики также закреплены на трубопроводе на заданном расстоянии h2 (до 1 км). Работа устройства осуществляется аналогично первому варианту осуществления изобретения, за исключением того, что среднюю групповую скорость прохождения сигнала определяют на основе времени прохождения акустического сигнала между первым (1) и вторым (2) акустическими датчиками и генератор (10) акустических импульсных сигналов не содержит средство синхронизации времени импульса.According to another embodiment, in which acoustic signal generating means (11) are fixed along the pipe length, the first (1) and second (2) acoustic sensors, while acoustic signal generating means (11) are fixed to the pipeline at an unknown distance h 1 (up to 1 km) from the first (1) - near acoustic sensor, and the first (1) and second (2) acoustic sensors are also fixed on the pipeline at a given distance h 2 (up to 1 km). The operation of the device is carried out similarly to the first embodiment of the invention, except that the average group signal propagation speed is determined based on the acoustic signal propagation time between the first (1) and second (2) acoustic sensors and the acoustic pulse generator (10) does not contain synchronization means pulse time.
Осуществление заявленной группы изобретения по второму варианту использование разнесенных на заданное расстояние на трубопроводе акустических датчиков (1, 2), в отличие от прототипа, позволяет повысить точность и достоверность определения места нахождения течи в трубопроводе за счет более точного определения групповой скорости прохождения сигнала в трубопроводе, за счет измерения ее на том же участке трубопровода, где и определяется место утечки корреляционным способом.The implementation of the claimed group of inventions according to the second embodiment, the use of acoustic sensors spaced apart by a predetermined distance on the pipeline (1, 2), unlike the prototype, improves the accuracy and reliability of determining the location of a leak in the pipeline by more accurately determining the group velocity of the signal in the pipeline, by measuring it in the same section of the pipeline, where the leak location is determined by the correlation method.
Таким образом, предлагаемая группа изобретений позволяет повысить точность и достоверность определения места нахождения течи в трубопроводе.Thus, the proposed group of inventions can improve the accuracy and reliability of determining the location of a leak in the pipeline.
Изобретение было раскрыто выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления изобретения, не меняющие его сущности, как оно раскрыто в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения.The invention has been disclosed above with reference to a specific embodiment. For specialists, other embodiments of the invention that are not changing its essence, as disclosed in the present description, may be obvious. Accordingly, the invention should be considered limited in scope only by the following claims.
Claims (20)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016132866A RU2620023C1 (en) | 2016-08-09 | 2016-08-09 | Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation |
| PCT/RU2017/050066 WO2018030919A1 (en) | 2016-08-09 | 2017-08-01 | Method for determining the site of a leak in a pipeline and device for the implementation thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016132866A RU2620023C1 (en) | 2016-08-09 | 2016-08-09 | Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2620023C1 true RU2620023C1 (en) | 2017-05-22 |
Family
ID=58881204
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016132866A RU2620023C1 (en) | 2016-08-09 | 2016-08-09 | Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2620023C1 (en) |
| WO (1) | WO2018030919A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789793C1 (en) * | 2022-08-02 | 2023-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Method for determining the linear coordinate of the place of occurrence of a leak in a pipeline |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112857699B (en) * | 2021-01-03 | 2023-09-29 | 西安金时利和自动化工程有限公司 | A method for detecting and locating leaks in long-distance oil and gas pipelines using acoustic vector sensors |
| JP7189468B2 (en) * | 2021-01-08 | 2022-12-14 | ダイキン工業株式会社 | Defect point estimation system, defect point estimation method, and program |
| CN116242555A (en) * | 2023-03-13 | 2023-06-09 | 爱德森（厦门）电子有限公司 | A wireless acoustic pulse pipeline rapid leak detection sensor device and detection method thereof |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4083229A (en) * | 1976-09-28 | 1978-04-11 | Plaunt & Anderson Company, Inc. | Method and apparatus for detecting and locating fluid leaks |
| SU1715212A3 (en) * | 1989-07-22 | 1992-02-23 | Astafev Vladimir A | Method of revealing and locating leaks in pipe lines |
| US5544074A (en) * | 1992-01-16 | 1996-08-06 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Method and apparatus for detecting the position of an abnormal site of a buried pipe |
| RU2249802C2 (en) * | 2002-01-25 | 2005-04-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный научно-исследовательский институт "Морфизприбор" | Method and device for detecting leakage site in pipeline |
| WO2006136013A1 (en) * | 2005-06-21 | 2006-12-28 | National Research Council Of Canada | Non-destructive testing of pipes |
| US7810378B2 (en) * | 2007-06-21 | 2010-10-12 | National Research Council Of Canada | Monitoring of leakage in wastewater force mains and other pipes carrying fluid under pressure |
| WO2011130366A2 (en) * | 2010-04-15 | 2011-10-20 | Acoustic Systems, Inc. | Integrated acoustic leak detection system using intrusive and non-intrusive sensors |
| US8931505B2 (en) * | 2010-06-16 | 2015-01-13 | Gregory E. HYLAND | Infrastructure monitoring devices, systems, and methods |
| WO2015052542A1 (en) * | 2013-10-11 | 2015-04-16 | The University Of Manchester | Signal processing system and methods |
| EP2950072A1 (en) * | 2014-05-30 | 2015-12-02 | Aquarius Spectrum Ltd. | System, method, and apparatus for synchronizing sensors for signal detection |
-
2016
- 2016-08-09 RU RU2016132866A patent/RU2620023C1/en active
-
2017
- 2017-08-01 WO PCT/RU2017/050066 patent/WO2018030919A1/en not_active Ceased
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4083229A (en) * | 1976-09-28 | 1978-04-11 | Plaunt & Anderson Company, Inc. | Method and apparatus for detecting and locating fluid leaks |
| US4083229B1 (en) * | 1976-09-28 | 1983-02-01 | ||
| US4083229B2 (en) * | 1976-09-28 | 1984-09-11 | Method and apparatus for detecting and locating fluid leaks | |
| SU1715212A3 (en) * | 1989-07-22 | 1992-02-23 | Astafev Vladimir A | Method of revealing and locating leaks in pipe lines |
| US5544074A (en) * | 1992-01-16 | 1996-08-06 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Method and apparatus for detecting the position of an abnormal site of a buried pipe |
| RU2249802C2 (en) * | 2002-01-25 | 2005-04-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный научно-исследовательский институт "Морфизприбор" | Method and device for detecting leakage site in pipeline |
| WO2006136013A1 (en) * | 2005-06-21 | 2006-12-28 | National Research Council Of Canada | Non-destructive testing of pipes |
| US7810378B2 (en) * | 2007-06-21 | 2010-10-12 | National Research Council Of Canada | Monitoring of leakage in wastewater force mains and other pipes carrying fluid under pressure |
| WO2011130366A2 (en) * | 2010-04-15 | 2011-10-20 | Acoustic Systems, Inc. | Integrated acoustic leak detection system using intrusive and non-intrusive sensors |
| US8931505B2 (en) * | 2010-06-16 | 2015-01-13 | Gregory E. HYLAND | Infrastructure monitoring devices, systems, and methods |
| WO2015052542A1 (en) * | 2013-10-11 | 2015-04-16 | The University Of Manchester | Signal processing system and methods |
| EP2950072A1 (en) * | 2014-05-30 | 2015-12-02 | Aquarius Spectrum Ltd. | System, method, and apparatus for synchronizing sensors for signal detection |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789793C1 (en) * | 2022-08-02 | 2023-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Method for determining the linear coordinate of the place of occurrence of a leak in a pipeline |
| RU2809174C1 (en) * | 2023-03-27 | 2023-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Томск" (ООО "Газпром трансгаз Томск") | Method for detecting linear coordinate of leak in gas pipeline |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2018030919A1 (en) | 2018-02-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6682500B2 (en) | Signal transit time difference type flow meter | |
| US6561032B1 (en) | Non-destructive measurement of pipe wall thickness | |
| AU2009261918B2 (en) | Apparatus and method to locate an object in a pipeline | |
| US10458871B2 (en) | Apparatus and method for measuring the pressure inside a pipe or container | |
| US10094659B2 (en) | Method and apparatus for determining properties of a pipeline, in particular the position of a branch of a sewage pipeline | |
| CN108369242A (en) | Improved beam forming acoustic signal traveling time flowmeter | |
| EA026485B1 (en) | Method and system for the remote detection of the position of a pig device inside a pressurized pipeline | |
| US20190310364A1 (en) | System for monitoring and/or surveying conduits | |
| RU2620023C1 (en) | Method of determining the place of the flow in the pipeline and the device for its implementation | |
| US3409897A (en) | Recorder for detecting and locating leaks in pipelines by ultrasonic vibration | |
| RU2010227C1 (en) | Method of fixing location of acoustic emission sources in pipe-lines | |
| KR101826917B1 (en) | Multi-channel ultrasonic diagnostic method for long distance piping | |
| JP5193720B2 (en) | Non-contact aerial ultrasonic tube ultrasonic inspection apparatus and method | |
| RU2249802C2 (en) | Method and device for detecting leakage site in pipeline | |
| RU2451932C1 (en) | Method of measuring corrosion of main pipelines | |
| RU2002102334A (en) | The method of determining the location of a leak in the pipeline and a device for its implementation | |
| RU2650747C1 (en) | Method and device for determining the location of the pipeline passage | |
| RU2628672C1 (en) | Method for leak tightness control and determining leak point coordinate in product pipeline and device for its implementation | |
| JP2013185891A (en) | Device and method for ultrasonic flow metering | |
| JP5676315B2 (en) | Fluid identification device and fluid identification method | |
| RU2841659C1 (en) | Method of locating pipeline pigs in main and field oil pipelines | |
| JP2009270882A (en) | Ultrasonic flowmeter | |
| JPS58208636A (en) | Detecting device for position of leakage from piping such as leakage of water | |
| RU2606205C1 (en) | Pig-flaw detector | |
| RU2313068C2 (en) | Mode of measuring gas consumption in main pipelines and an arrangement for its execution |