Способ обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды



Способ обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды
Способ обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды
Способ обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды
Способ обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды
Способ обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды
Способ обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды
Способ обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды

Владельцы патента RU 2571878:

Общество с ограниченной ответственностью "Электронные технологии и метрологические системы" (RU)

Способ предназначен для обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды и относится к средствам для наблюдения за оборудованием. Способ включает в себя измерение внутриканального давления на последовательно расположенных участках трубопровода и корреляционную обработку полученных данных для выявления и локализации утечки. Причем до корреляционной обработки данных из, по меньшей мере, одного измеренного значения давления производят прямое вычитание составляющей измерительного сигнала, обусловленной действием насосного оборудования. Технический результат - повышена избирательность контроля к утечкам на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды. 3 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Изобретение относится к средствам для контроля состояния трубопроводов, а именно для выявления и локализации утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды. Настоящее техническое решение может быть использовано для мониторинга герметичности технологических участков магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, а также газопроводов.

В процессе эксплуатации трубопроводов большое значение придают контролю их целостности. При этом стремятся обеспечить высокую чувствительность к утечкам, малое время их детектирования, высокую точность локализации и отсутствие ложных сигнализаций. Один из факторов, снижающий достоверность контроля состояния трубопроводов с насосной подачей транспортируемой среды, обусловлен работой насосных агрегатов, создающих шумовой фон.

Из патентного документа RU 2462656 С2 известна комбинированная гидроакустическая система обнаружения утечек нефтепродуктопровода, реализующая способ обнаружения утечек на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды, включающий в себя измерение внутриканального статического и динамического давления на последовательно расположенных участках трубопровода, корреляционную обработку измерительных данных с взаимно примыкающих друг к другу участков трубопровода для выявления факта утечки и определения расположения места утечки на участке контроля. Для уменьшения помеховой гидроакустической составляющей в нефтепродуктопроводе датчики внутриканального динамического давления располагают на расстоянии по меньшей мере 100-300 м от насосной станции. Однако на практике указанного расстояния недостаточно для эффективного снижения шума от работающего насосного агрегата, что способно привести, в частности, к возникновению ложных срабатываний. Кроме того, известная система обнаружения утечек содержит узел фильтрации сигналов, однако фильтрация, то есть косвенное вычитание помехи, неэффективна для очистки измерительных сигналов от шумового фона насосного оборудования из-за обычно наблюдаемого на практике наложения спектров утечки и работающих насосов, а также сложности в реализации адаптивной фильтрации, необходимой для получения приемлемых результатов в реальных условиях эксплуатации трубопроводов.

Задачей является повышение достоверности контроля.

Обеспечиваемый настоящим изобретением технический результат заключается в повышении избирательности контроля к утечкам на трубопроводах с насосной подачей транспортируемой среды.

Данный технический результат достигается благодаря тому, что способ обнаружения утечки на трубопроводе с насосной подачей транспортируемой среды, включающий в себя измерение внутриканального давления на последовательно расположенных участках трубопровода и корреляционную обработку полученных данных для выявления и локализации утечки, характеризуется проведением прямого вычитания составляющей, обусловленной действием насосного оборудования, из по меньшей мере одного измеренного значения давления до корреляционной обработки данных.

В частном случае прямое вычитание составляющей, обусловленной действием насосного оборудования, производят согласно выражению D ˜ i ( t ) = D i ( t ) − Δ S i , i + 1 ( t ) , где: D ˜ i ( t ) - результат очистки сигнала ближайшего к насосному оборудованию датчика динамического давления от помехового фона насосного оборудования; Di(t) - измеренное значение давления с ближайшего к насосному оборудованию датчика динамического давления; ΔSi,i+1(t) - составляющая, обусловленная действием насосного оборудования, вычисляемая по выражению Δ S i , i + 1 ( t ) = S i ( t ) − S i + 1 ( t ) , где: Si(t) - измеренное значение давления с ближайшего к насосному оборудованию датчика статического давления; Si+1(t) - измеренное значение давления со следующего датчика статического давления.

Также в частном случае прямое вычитание составляющей, обусловленной действием насосного оборудования, производят из измеренных значений по меньшей мере двух датчиков на одном участке трубопровода.

В еще одном частном случае решение о выявлении факта утечки принимают при совместной регистрации корреляционного пика утечки и нехарактерного для нормального режима работы трубопровода падения давления.

Изобретение поясняется следующими иллюстрациями.

Фиг. 1: структурная схема системы обнаружения утечек.

Фиг. 2: обобщенная функциональная схема устройства для обработки данных и подачи сигнала тревоги.

Фиг. 3: алгоритм мониторинга технологического участка трубопровода.

Фиг. 4, 5: осциллограммы динамического давления с первого и второго датчиков на контролируемом участке трубопровода.

Фиг. 6: графический вид данных после корреляционного анализа (известный уровень техники).

Фиг.7: вид данных после корреляционного анализа с предварительной очисткой от составляющей работающего насосного оборудования (настоящее изобретение).

Осуществление изобретения показано на следующем примере.

Конструкция трубопровода характеризуется тем, что с трубой 1 соединен насос 2, создающий избыточное давление и обеспечивающий подачу транспортируемой среды через трубопровод. Сквозь стенку трубы 1 введен ряд датчиков 3-6 для измерения внутриканального давления. Датчики 3-6 являются двухканальными комбинированными приемниками давления с парой измерительных преобразователей для статического и динамического давления соответственно. Чувствительность датчиков 3-6 составляет примерно 1 Па для статического давления и 0,01 Па для динамического давления. Датчики 3-6 установлены последовательно так, что делят трубопровод на равные участки А, В, С контроля, лежащие между датчиками 3-6 (фиг. 1) и т.д. Все датчики 3-6 связаны через соответствующие контроллеры с устройством 7 для обработки данных и подачи сигнала тревоги, образуя таким образом автоматизированную информационную систему для обнаружения возможной утечки из-за дефекта 8 на трубопроводе.

Основными функциональными узлами устройства 7 для обработки данных и подачи сигнала тревоги являются (фиг. 2): интерфейсная часть 9, первый вычитатель 10, корректирующая линия задержки 11, второй вычитатель 12, корреляционный анализатор 13, логический анализатор 14 и монитор 15. Интерфейсная часть 9 служит для информационной связи контроллеров датчиков 3-6 с цепями основной обработки данных. Сигнальные входы/выходы функциональных узлов устройства 7 при этом связаны между собой следующим образом. Первый вход (вх. 1) первого вычитателя 10 напрямую соединен с выходом интерфейсной части 9, а второй вход (вх. 2) связан с соответствующим выходом интерфейсной части 9 через корректирующую линию задержки 11 для компенсации временной разности между сигналами динамического давления от соседних датчиков. Например, датчик 4 зафиксирует шум утечки раньше чем датчик 3, что потребует синхронизации их сигналов, поэтому величину временной задержки определяют путем постоянного взаимно корреляционного анализа непрерывного потока данных на каждом участке контроля. Входы второго вычитателя 12 соединены с выходом интерфейсной части 9 и с выходом первого вычитателя 10. Входы корреляционного анализатора 13 соединены с выходом интерфейсной части 9 и выходом второго вычитателя 12, а входы логического анализатора 14 соединены с выходом корреляционного анализатора 13 и выходом первого вычитателя 10. Выход логического анализатора 14 соединен с входом монитора 15.

Перекачку транспортируемой среды сопровождают мониторингом герметичности трубопровода при помощи системы обнаружения утечек. В процессе мониторинга датчики 3-6 измеряют внутриканальное давление в трубе 1 (фиг. 3) с частотой не менее 100 Гц (фиг. 4 и 5). Контроллеры преобразуют аналоговые измерительные сигналы в цифровую форму и непрерывно передают поток полученных данных в устройство 7 для взаимно корреляционной (фиг. 6 или 7) и иной обработки данных и подачи аудиовизуального сигнала тревоги в случае выявления факта утечки по корреляционному пику 16, включая индикацию вычисленных координат места утечки.

В измерительном сигнале постоянно присутствует составляющая, обусловленная действием насоса 2, создающим относительно сильную пульсирующую помеху с амплитудой 1÷100 Па при уровне шума утечки 0,01÷1 Па, что затрудняет поиск корреляционного пика 16 утечки из-за появления мешающего пика 17 насоса (фиг. 6).

С целью выделения полезного сигнала до начала корреляционной обработки оцифрованных данных в устройстве 7 производят прямое вычитание составляющей, обусловленной действием насоса 2, из по меньшей мере одного измеренного значения внутриканального давления в трубе 1. Так как на участке А трубопровода наибольшее влияние насос 2 оказывает на датчик 3, то именно из сигнала данного датчика вычитают составляющую, обусловленную действием насоса 2, благодаря чему на данном участке трубопровода происходит точное устранение помехи в режиме реального времени и, как следствие, повышение избирательности контроля к утечкам. Большее повышение избирательности контроля к утечкам может быть достигнуто путем вычитания составляющей, обусловленной действием насоса 2, как из сигнала датчика 3, так и из сигнала датчика 4.

Прямое вычитание составляющей, обусловленной действием насоса 2, производят для участка А трубопровода в каждый момент времени t согласно выражениям (1) и (2).

где: ΔS3,4(t) - составляющая, обусловленная действием насоса 2;

S3(t) - измеренное датчиком 3 значение статического давления;

S4(t) - измеренное датчиком 4 значение статического давления;

D ˜ 3 ( t ) - результат очистки сигнала динамического давления с датчика 3 от помехового фона насоса 2;

D3(t) - измеренное датчиком 3 значение динамического давления.

Вычислительный процесс в устройстве 7 включает преобразование данных при прохождении через функциональные узлы 9-14.

Из интерфейсной части 9 данные, характеризующие величину S3(t), поступают на корректирующую линию задержки 11, характеризующие величину S4(t), - на первый вход первого вычитателя 10, характеризующие величину D3(t), - на первый вход второго вычитателя 12, характеризующие величину D4(t), представляющую собой измеренное датчиком 4 значение динамического давления, на первый вход корреляционного анализатора 13.

В первом вычислительном такте получают данные с выхода корректирующей линии задержки 11, позволяющей исключить благодаря синхронизации сигналов влияние на результат обработки данных скорости перекачки, температуры, вязкости, плотности и других свойств транспортируемой среды. Затем данные поступают на второй вход первого вычитателя 10. На втором такте получают данные с выхода первого вычитателя 10, представляющие собой разностный сигнал, характеризующий пульсацию перекачиваемой среды от насоса 2, то есть значение ΔS3,4(t), поступающее на второй вход второго вычитателя 12 и на второй вход логического анализатора 14. На третьем такте получают данные с выхода второго вычитателя 12, представляющие собой значение очищенного, то есть полезного сигнала D ˜ 3 ( t ) , поступающие на второй вход корреляционного анализатора 13. Результат взаимно корреляционного анализа с выхода узла 13 поступает на первый вход логического анализатора 14, точно выявляющего факт утечки по единственному корреляционному пику 16. Выходные данные логического анализатора 14 служат управляющим сигналом для монитора 15.

Последующие участки трубопровода В, С и т.д. контролируют аналогично, причем подлежащую вычитанию составляющую от работы насоса 2 определяют для каждого участка индивидуально. Анализ каждого участка трубопровода проводят на основании данных, полученных с датчиковых систем этого участка контроля.

Для дополнительного повышения избирательности контроля к утечкам решение о выявлении факта утечки принимают при совместной регистрации корреляционного пика утечки и нехарактерного для нормального режима работы трубопровода падения давления на участке контроля, свойственного для утечки (фиг. 3). При этом исключается ложное срабатывание системы из-за ударов и посторонних шумов от работы, в частности, транспортной или ремонтной техники, а также иного оборудования в непосредственной вблизи от трубопровода, что было невозможно реализовать посредством фильтрации сигналов. Если наблюдается корреляционный пик, характерный для утечки, а падения статического давления в трубопроводе на данном участке не происходит, то логический анализатор 14 решение о возникновении утечки не принимает.

1. Способ обнаружения утечки на трубопроводе с насосной подачей транспортируемой среды, включающий в себя измерение внутриканального давления на последовательно расположенных участках трубопровода и корреляционную обработку полученных данных для выявления и локализации утечки, отличающийся тем, что до корреляционной обработки данных производят прямое вычитание составляющей измерительного сигнала, обусловленной действием насосного оборудования, из по меньшей мере одного измеренного значения давления.

2. Способ обнаружения утечки по п. 1, в котором прямое вычитание составляющей, обусловленной действием насосного оборудования, производят согласно выражению , где: - результат очистки сигнала ближайшего к насосному оборудованию датчика динамического давления от помехового фона насосного оборудования; Di(t) - измеренное значение давления с ближайшего к насосному оборудованию датчика динамического давления; ΔSi,i+1(t) - составляющая, обусловленная действием насосного оборудования, вычисляемая по выражению , где: Si(t) - измеренное значение давления с ближайшего к насосному оборудованию датчика статического давления; Si+1(t) - измеренное значение давления со следующего датчика статического давления.

3. Способ обнаружения утечки по п. 1, в котором прямое вычитание составляющей, обусловленной действием насосного оборудования, производят из измеренных значений по меньшей мере двух датчиков на одном участке трубопровода.

4. Способ обнаружения утечки по п. 1, в котором решение о выявлении факта утечки принимают при совместной регистрации корреляционного пика утечки и нехарактерного для нормального режима работы трубопровода падения давления.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области обслуживания магистральных трубопроводов и может быть использовано для диагностики состояния трубопроводов в процессе их эксплуатации.

Изобретение относится к магнитной внутритрубной диагностике и может найти применение в нефтегазовой промышленности при определении координат дефектов металла труб подземных трубопроводов.

Предлагаемое техническое решение предназначено для бесконтактной внетрубной диагностики технического состояния ферромагнитных газовых и нефтяных труб. Техническим результатом изобретения является повышение точности и чувствительности способа и устройства диагностики технического состояния стальных газонефтепроводов.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, в частности к системе контроля состояния трубопровода. Система содержит основной трубопровод, устройство для создания перепада давления с приводом, гидравлическую турбину, обводную линию, представляющую собой участок трубопровода диаметром, меньшим, чем диаметр основного трубопровода, расположенную в зоне размещения устройства для создания перепада давления на линейной части основного трубопровода.

Изобретение относится к проектированию подводных трубопроводных систем, подверженных вызванному водородом растрескиванию под напряжением. Технический результат - вычисление локальных напряжений в элементах трубопровода путем постобработки сил и моментов модели трубы, представляющей систему трубопровода.

Изобретение предназначено для использования в системах аварийной защиты для приведения в закрытое или открытое положения штатной запорной трубопроводной арматуры.

Способ предназначен для решения задачи дистанционного обнаружения предвестников чрезвычайных ситуаций на подземных магистральных трубопроводах. Способ осуществляют получением и анализом изображений по отраженным и собственным излучениям подстилающей поверхности трассы пролегания трубопровода.

Группа изобретений относится к жилищно-коммунальному хозяйству. Способ обнаружения протечек воды включает инициирование сигналом датчика процедуры отключения подачи воды в водопроводную сеть и водоразборную арматуру помещения в нештатной ситуации.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано для определения фактической величины тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях системы теплоснабжения подземной прокладки в режиме эксплуатации.
Изобретение относится к области теплоэнергетики и касается вопросов контроля эксплуатационного состояния тепловых сетей, и решает задачу по формированию программ ремонтно-профилактических работ на участках тепловых сетей.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта. Технический результат - повышение помехозащищенности и достоверности. Сущность способа обнаружения дефектов трубопровода и несанкционированных врезок в трубопровод заключается в измерении вектора магнитной индукции над трубопроводом с одновременным перемещением датчика вдоль трубопровода. Выявляют участок с дефектом, причем измеряют только вертикальную составляющую вектора магнитной индукции, измерения проводят непрерывно в процессе перемещения датчика. При этом измеряют градиент вертикального вектора магнитной индукции и производят запись считываемой магнитограммы в соответствии с изменением координат, получаемых от встроенного модуля глобального позиционирования, на твердотельную память. Устройство содержит корпус с электронным блоком и антенной с датчиком. При этом введена схема из двух индукционных датчиков, размещенных на одной оси, разнесенных в пространстве и включенных в дифференциально-мостовую схему с электронной балансировкой программно управляемым резистором. Сигнал с выхода антенны через инструментальный усилитель и двунаправленный интерфейс поступает на вход контроллера, на другой вход которого поступает сигнал с антенны и модуля GPS-Глонасс. С выхода контроллера сигнал поступает одновременно на блок индикации и блок твердотельной памяти, второй управляющий выход контроллера через двунаправленный интерфейс поступает на управляющий вход программно управляемого резистора. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Способ предназначен для оперативного обнаружения поврежденного сетевого трубопровода многомагистральной тепловой сети, отходящей от теплоисточника. Способ состоит в том, что в коллекторах прямой и обратной сетевой воды, а также во всех прямых и обратных трубопроводах тепловой сети в режиме реального времени отслеживают давление воды с помощью датчиков давления, анализируют изменение давлений во времени с помощью контроллера и персональной электронно-вычислительной машины и результаты анализа выдают на автоматизированное рабочее место оператора теплоисточника. При этом минимальное расстояние от коллекторов сетевой воды до точек отслеживания давления в отходящих от теплоисточника трубопроводах выбирают исходя из неравенства: где: Cвд - скорость распространения волн давления; τоткл. - время отклика датчиков давления; τкоммут.- время срабатывания коммутирующих устройств; τконтр. - время обработки информации контроллером; τпэвм - время обработки и выдачи на ПЭВМ оператору информации. Технический результат - уменьшение потерь тепловой энергии и теплоносителя. 1 ил.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для выявления несанкционированных утечек тепловой энергии. Предложен способ калибровки и поверки измерительной системы узла учета тепловой энергии и теплоносителя с возмущениями, основанный на переключении потока теплоносителя с подающего трубопровода через образцовый узел калибровки на возвратный трубопровод и отключении измерительной системы от объекта потребления. В поток теплоносителя вводят дополнительный образцовый узел калибровки, контролируют неоднородность температурного поля системы отопления внутри объекта и примыкающих объектов без приборов учета. При этом сличают показания образцовых узлов калибровки между собой и характер неоднородности изменения температурных полей. По результатам сличения и неоднородности полей судят о произведенном воздействии возмущений и отключения объекта от теплосетей на погрешности и достоверность измерения учета тепловой энергии и теплоносителя. Технический результат - повышение достоверности результатов. 24 з.п. ф-лы, 15 ил.

Способ относится к области эксплуатации технологического оборудования, используемого при добыче и переработке нефти и газа. Способ включает корректирование технического состояния его элементов - ремонт, замена с учетом риска причинения вреда от их отказов - и заключается в проведении периодического диагностирования с определением значений расчетной величины остаточного ресурса элементов оборудования до перехода их в предельное состояние, а по значениям остаточного ресурса проводят оценку уровней вероятности и риска отказа при эксплуатации этих элементов, затем проводят соответствующие уровням риска отказа работы по корректированию их технического состояния, причем уровень вероятности отказа при эксплуатации элемента оборудования определяют на основании установленного уровня качества - объема работ и количества контролей при диагностировании, рассчитанного значения остаточного ресурса и нормативного периода эксплуатации этого оборудования между диагностированиями, а уровень риска отказа при эксплуатации элементов оборудования определяют на основании установленных уровней вероятности и тяжести последствий их отказа. Технический результат - возможность определения уровня вероятности и риска отказа при эксплуатации элементов технологического оборудования. 3 ил., 7 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой технике, обеспечивающей защиту от загрязнения среды вблизи трассы трубопровода. Способ выявления аварийных протечек транспортного трубопровода жидких или газообразных углеводородов, или их смесей, включает сооружение «труба в трубе», состоящее из трубопровода и наружной рубашки, выполненной из герметизированных секций, снабженных газоотводными устройствами - в верхних точках трубопроводной трассы и штуцерами с запорной арматурой для удаления жидкости в дренажные отводы - в нижних точках трубопроводной трассы. Каждая секция заполнена контрольной жидкостью или газом и оборудована средствами контроля давления и температуры, которые соединены с системой сбора, обработки и передачи информации о протечке в измерительно-вычислительном комплексе. При изменении давления контрольной жидкости или газа в секциях применяют алгоритмы аварийного управления. Изобретение позволяет повысить эффективность защиты окружающей среды от загрязнений вблизи трассы трубопровода. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Задача изобретения - контроль водной среды вдоль трассы подводного нефтепровода или нефтепродуктопровода посредством надежного и относительно недорого стационарного комплекса мониторинга, способного функционировать при высоком уровне фоновых загрязнений. Для решения поставленной задачи система обнаружения течи подводного нефтепровода или нефтепродуктопровода содержит комплекс мониторинга (КМ), предназначенный для обнаружения и контроля нефтяных загрязнений проб воды в установленной на берегу кювете, выборочно заполняемой из областей водного объекта, расположенных либо вверх по течению, либо вниз по течению от подводной части нефтепровода. Предпочтительно КМ выполнен с возможностью определения течи подводной части нефтепровода на основе дифференциальных измерений показателей загрязнения проб воды из областей вверх и вниз по течению от подводной части нефтепровода. Предпочтительно КМ содержит дистанционный детектор нефтяных загрязнений и набор контактирующих с водой датчиков. Технический результат - непрерывное слежение за герметичностью нефтепровода, раннее обнаружение протечек и снижение затрат на мониторинг подводных частей нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в местах пересечения ими водных преград. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к области водоснабжения. Способ заключается в контроле движения воды в участке гидравлической сети внутреннего противопожарного водопровода и контроле использования пожарных кранов, расположенных на этом участке, а также в логическом преобразовании поступающей информации о наличии движения воды по участку сети и об использовании пожарных кранов на этом участке. Факт утечки воды из сети внутреннего водопровода подтверждают наличием движения жидкости в контролируемом участке гидравлической сети и закрытым состоянием всех запорных пожарных клапанов пожарных кранов, расположенных на участке сети. Устройство содержит питающий или транзитный трубопровод, стояки или опуски с размещенными на них пожарными кранами, запорные пожарные клапаны которых снабжены сигнализаторами положения их затвора «Закрыто-Открыто», а также блок адресной логической обработки информации. На вход каждого контролируемого гидравлического участка дополнительно введены гидравлически последовательно сигнализатор потока жидкости и управляемый клапан. Контакты сигнализатора соединены с первым конъюнкционным входом блока адресной логической обработки информации. Электромагнит управляемого клапана соединен с выходом блока адресной логической обработки информации. Контакты каждого сигнализатора положения затвора пожарных запорных клапанов пожарных кранов соединены со вторым конъюнкционным входом блока адресной логической обработки информации. Обеспечивается защита помещений от затопления благодаря аварийному отключению подачи воды независимо от места возникновения аварийной ситуации, обеспечивается работоспособность внутреннего противопожарного водопровода при нарушении герметичности запорных пожарных клапанов отдельных пожарных кранов под воздействием высокой температуры пожара, идентификация пожарного крана, идентификация участка гидравлической сети. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области метрологии, в частности к средствам неразрушающего контроля. Внутритрубный снаряд-дефектоскоп содержит цилиндрический гермоконтейнер, опорные элементы в виде эластичных манжет, датчики, расположенные снаружи по периметру гермоконтейнера и соединенные с размещенным внутри гермоконтейнера электронным блоком. Устройство содержит блок питания, приборы ориентации, навигации, блок регистратора, систему измерения пройденного пути в виде трех подпружиненных колес, расположенных под углом 120° друг к другу. Каждое колесо снабжено акустическим преобразователем, закрепленным на оси каждого подпружиненного колеса под углом 30°-60° к центральной оси снаряда-дефектоскопа. В гермоконтейнере установлены три измерителя пройденного пути и сумматор, при этом каждый преобразователь соединен кабелем с входом соответствующего измерителя пройденного пути, а выход каждого измерителя пройденного пути соединен с соответствующим входом сумматора, выход которого соединен с блоком регистратора. Измеритель содержит генератор гармонического сигнала, цифровой измеритель доплеровского сдвига частоты, вычислитель скорости движения, вычислитель пройденного пути. Выход генератора гармонического сигнала соединен с преобразователем и входом цифрового измерителя доплеровского сдвига частоты. Технический результат - повышение точности измерения пройденного пути. 6 ил.

Изобретение относится к области неразрушающего контроля, а именно к инфракрасной диагностике и тепловизионным методам контроля. При проведении тепловизионного контроля теплоизоляции трубопровода движение тепловизионной камеры выполняют по винтовой линии вокруг трубопровода с частотой ее обращения, зависящей от изменения максимума температурного поля на наружной поверхности теплоизоляции трубопроводов в соответствии с законом движения максимума температуры газа наддува по длине трубопровода. При этом шаг винтовой линии при перемещении тепловизионной камеры вокруг трубопровода должен обеспечивать получение перекрывающихся термограмм с учетом технических характеристик тепловизионной камеры. Технический результат – повышение достоверности и информативности получаемых данных за счет обеспечения получения термограммы всей поверхности теплоизоляции трубопровода при однократном испытании. 2 ил.

Способ предназначен для выявления и количественной оценки нарушений минимальных расстояний в районе размещения опасных производственных объектов магистральных трубопроводов. Способ заключается в том, что по технически обработанным материалам аэрокосмической съемки, приведенным к виду, пригодному для анализа и интерпретации в видимом диапазоне спектра объектов, состоящих из линейной части и площадочных объектов, включающих компрессорные станции, станции охлаждения газа, газораспределительные станции, перекачивающие станции, насосные станции, подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки, с учетом анализа исходных данных в виде технической документации этих объектов создают геопространственную основу с формированием отображения на материалах съемки объектов. Определяют буферные зоны по значениям минимальных расстояний согласно нормативным документам вокруг опасных объектов. Проводят дешифрирование материалов съемки в пределах этих буферных зон, при этом выявляют и ранжируют объекты окружения, а именно населенные пункты, отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, здания, сооружения, техногенные и природные объекты по группам и категориям согласно нормативным документам. Если объект k-ой группы объектов окружения находится снаружи буферной зоны с соответствующим значением минимального расстояния , то нахождение данного объекта устанавливает отсутствие нарушения, если объект k-ой группы объектов окружения находится внутри буферной зоны с соответствующим минимальным расстоянием , то его нахождение является нарушением, после чего измеряют кратчайшее расстояние до оси трубопроводов для линейной части или до границы ограждения территории площадочного объекта трубопроводов и составляют перечень объектов окружения опасных объектов, нахождение которых нарушает пределы минимальных расстояний, установленных соответствующими нормативным документам от опасных объектов до объектов окружения со значениями нормативных и реальных расстояний. Для каждого объекта окружения опасных объектов, находящегося внутри буферной зоны минимальных расстояний, вокруг его территории строят буфер со значением минимального расстояния, определенного для данного класса объектов окружения, определяют точки пересечения буфера с осью трубопроводов, измеряют длину участка трубопроводов, находящегося в области построенного вокруг объекта окружения буфера, и производят количественную оценку нарушений минимальных расстояний с указанием локальных линейных координат участков трубопроводов, которые потенциально опасны для выявленных в зоне минимальных расстояний объектов окружения опасных объектов. В результате достигается возможность определять и количественно оценивать потенциально опасные участки опасных объектов.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-12-27 2015-12-27T03:21:32
Наверх