RU2673367C2 - Способ и система для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе - Google Patents
Способ и система для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2673367C2 RU2673367C2 RU2015113235A RU2015113235A RU2673367C2 RU 2673367 C2 RU2673367 C2 RU 2673367C2 RU 2015113235 A RU2015113235 A RU 2015113235A RU 2015113235 A RU2015113235 A RU 2015113235A RU 2673367 C2 RU2673367 C2 RU 2673367C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- sensors
- changes
- section
- measurement
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 38
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 46
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 35
- 230000007547 defect Effects 0.000 claims description 18
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- 239000013598 vector Substances 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 5
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 claims description 2
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 claims 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 12
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 9
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 7
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000011088 calibration curve Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000009659 non-destructive testing Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000002210 silicon-based material Substances 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N titanium dioxide Inorganic materials O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/04—Analysing solids
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M5/00—Investigating the elasticity of structures, e.g. deflection of bridges or air-craft wings
- G01M5/0025—Investigating the elasticity of structures, e.g. deflection of bridges or air-craft wings of elongated objects, e.g. pipes, masts, towers or railways
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
- G01B17/00—Measuring arrangements characterised by the use of infrasonic, sonic or ultrasonic vibrations
- G01B17/04—Measuring arrangements characterised by the use of infrasonic, sonic or ultrasonic vibrations for measuring the deformation in a solid, e.g. by vibrating string
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01H—MEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
- G01H1/00—Measuring characteristics of vibrations in solids by using direct conduction to the detector
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M5/00—Investigating the elasticity of structures, e.g. deflection of bridges or air-craft wings
- G01M5/0066—Investigating the elasticity of structures, e.g. deflection of bridges or air-craft wings by exciting or detecting vibration or acceleration
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M7/00—Vibration-testing of structures; Shock-testing of structures
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N19/00—Investigating materials by mechanical methods
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Aviation & Aerospace Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Использование: для непрерывного дистанционного контроля деформаций в трубопроводе. Сущность изобретения заключается в том, что способ и система предусматривают использование направляемых волн для дистанционного контроля напряжений в трубопроводе, а также в протяженных секциях, имеющих длину, равную сотням метров, с использованием относительно малого количества датчиков, установленных на наружной поверхности трубопровода. Технический результат: обеспечение возможности непрерывного контроля относительно длинных секций трубопровода при использовании ограниченного числа датчиков. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 11 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способу и системе для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе.
В частности, настоящее изобретение главным образом относится к работе с трубопроводами, предназначенными для транспортировки текучих сред (природный газ, сырая нефть, вода, нефтепродукты) под низким и высоким давлением, которыми нельзя управлять с использованием систем интеллектуального обследования трубопроводов (PIG), или в секциях трубопровода, которые подвергаются опасности воздействия оползней и/или землетрясений и в которых могут произойти катастрофические поломки, ведущие к прерыванию услуг по транспортировке.
Среди систем, используемых в настоящее время, годных к использованию или просто предложенных для измерения пространственных деформаций в находящемся под давлением трубопроводе, по существу можно выделить два явных типа:
- косвенные системы, которые следят за целостностью трубопровода посредством измерений перемещения относительно окружающей почвы, среди которой можно упомянуть инклинаторы, экстензометры с вибрирующими струнами, пьезометры и спутниковые системы, и
- прямые системы или, другими словами, применяемые непосредственно в трубопроводах, среди которых применяемые локально экстензометры и системы на основе оптических волокон.
Инклинаторы - это устройства, которые установлены в почве в непосредственной близости от трубопровода для выявления любых возможных перемещений земли. Инклинаторы обычно помещают в бетонных скважинах, которые, однако, могут быть разрушены возможными оползнями. Экстензометры с вибрирующими струнами - это системы, установленные в земле, для обнаружения значительных перемещений почвы, окружающей трубопровод. В зависимости от варианта выполнения, экстензометры с вибрирующими струнами могут быть определены как «четырехугольники».
Пьезометры - это системы, которые установлены в почве и которые оценивают давление окружающей воды и эффективность дренажа. Значительное накопление воды в земле, окружающей трубопровод, может фактически указать на возможное возникновение оползня. Наконец, спутниковая система для дистанционного контроля подземных трубопроводов описана, например, в документе WO 2010/099881 А1, поданной тем же заявителем.
Экстензометры, установленные локально, могут непосредственно измерять напряженность в трубопроводе. Обычно в каждой точке измерения устанавливают три экстензометра, разнесенные по угловой координате на 120 градусов и ориентированные так, чтобы измерять осевую деформацию трубопровода. Собранные данные предоставляют информацию, относящуюся к деформациям, имеющим место вокруг секции трубопровода, где установлены эти экстензометры.
Системы для измерения напряженности на основе оптоволокна, представляют собой системы, распределенные вдоль трубопроводов для контроля подземных секций, простирающихся на десятки километров. Типичный пример варианта выполнения настоящего изобретения для таких систем основан на явлении рассеяния света согласно эффекту Бриллюэна. Рассеяние - это внутреннее явление, связанное с распространением света в материалах на основе кремния, из которых состоит оптоволокно. Поэтому эффект Бриллюэна представляет собой известную реакцию на изменения внешней температуры или упругую деформацию в материале, из которого выполнен трубопровод.
Все системы контроля, описанные выше, являются пассивными системами, способными измерять перемещение земли, окружающей трубопровод или, как в случае локально установленных экстензометров, деформаций, вызванных оползнями. Системы, которые измеряют перемещения земли, окружающей трубопроводы, в потенциально сейсмичных областях или в местах возможного возникновения оползней, дают не прямую информацию о целостности трубопровода, а лишь качественные данные, коррелированные с перемещениями геологической области.
Что касается экстензометров, то это локально установленные зонды, которые не способны предоставить много информации о целостности длинных секций трубопровода. Наоборот, зонды системы согласно настоящему изобретению способны, если используются парами, обеспечить непрерывное исследование упругих деформаций в секции трубопровода длиной порядка десятков метров. Кроме того, как системы, основанные на оптоволокне, так и локально установленные экстензометры, подвержены возможным физическим повреждениям, вызванным оползнями или другими геологическими/сейсмическими смещениями.
Поэтому цель данного изобретения состоит в создании способа и системы для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе, которые устраняют недостатки, присущие известным техническим решениям, описанным выше, чрезвычайно простым, экономичным и функциональным способом.
Способ и система для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе согласно данному изобретению могут использоваться для выявления деформаций, вызванных оползнями или землетрясениями, воздействующими на секции трубопровода длиной порядка десятков, если не сотен метров. В частности, при использовании предложенного способа можно обнаружить искривления и зоны разрушения трубопроводов. В дополнение к этому система, используемая для обнаружения обширных деформаций, способна обнаружить геометрические и упругие деформации локального типа, например явления продольного изгиба или местной коррозии.
Система согласно настоящему изобретению предусматривает установку чувствительных зондов как пассивного, так и активного типа на трубопроводах, для которых требуется долгосрочный контроль. Эта система способна обеспечить точность и повторяемость измерений, а также простоту и возможность установки распределенных датчиков дискретно вдоль трубопровода. Возможность выполнения дистанционного пассивного контроля обеспечивает невмешательство в работу линии, давая в высшей степени достоверные результаты с точки зрения надежности системы контроля.
Более конкретно цели и преимущества способа и системы для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе согласно настоящему изобретению включают следующее:
- возможность контроля относительно длинных секций трубопровода при использовании ограниченного числа датчиков;
- возможность обнаружения и контроля во времени не только локальных вариаций (в отношении малых деформаций), но также и больших вариаций в объеме трубопровода в терминах напряженностей в самом трубопроводе;
- возможность проведения непрерывного «интеллектуального» контроля трубопровода на основе непрерывного сравнения численной модели и экспериментальных измерений;
- посредством периодического сравнения данных измерений в заданный момент времени t0 и измеренных в последующий момент времени t0+n*At, возможность обновления численной модели трубопровода и, в то же самое время, динамического определения аварийных порогов;
- возможность обнаружения обширных деформаций вдоль подземного трубопровода и оценки напряженностей, генерированных в материале (сталь) указанного трубопровода вследствие смещения земли, пусть даже едва заметного на поверхности, но способного вызвать поломку;
- возможность контроля более протяженных секций трубопровода тем же количеством датчиков с использованием их как в эхо-импульсном режиме (отражение направляемой волны), так и в режиме "передачи-перехвата" [pitch-catch] (прохождение направляемой волны);
- одновременное использование большого разнообразия информации для оценки целостности трубопровода, среди которой обусловленные деформированной или подвергаемой давлению секцией: изменения в скорости переданной распространяемой волны с последующей вариацией времени прохождения ее через секцию трубопровода, имеющего заранее установленную длину, возможное отсутствие распространения или частичного распространения проходящей волны, изменение формы переданного импульса (вариация в ширине, и/или фазе, и/или длительности);
- вследствие непрерывного контроля, возможность отслеживания динамических изменений, выявленных в проходящей или отраженной волне, и их связи со смещением окружающей земли.
Согласно настоящему изобретению, эти цели достигаются посредством способа и системы для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе, как определено в независимых пунктах формулы изобретения.
Дополнительные признаки изобретения указаны в зависимых пунктах формулы изобретения, которые являются неотъемлемой частью настоящего описания.
Признаки и преимущества способа и системы для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе согласно настоящему изобретению станут очевидны из последующего иллюстративного и неограничивающего описания со ссылками на сопровождающие чертежи, где:
- на фиг. 1 схематично показан обычный заглубленный трубопровод, к которому подключена система контроля с использованием направляемых волн и с магнитострикционными датчиками согласно настоящему изобретению;
- на фиг. 2 показан график, демонстрирующий зависимость механическое напряжение - деформация в углеродистой стали, из которой обычно изготавливают трубопроводы;
- на фиг. 3А и 3В показано изменение механического напряжения в секции трубопровода, контролируемой двумя датчиками направляемой волны, при этом изменение распространяется на всю контролируемую секцию (фиг. 3А) по сравнению с изменением, локализованным в пределах такой контролируемой секции (фиг. 3В);
- на фиг. 4 показан пример варианта системы с использованием направляемых волн согласно настоящему изобретению для неразрушающего контроля деформаций вдоль находящегося под давлением трубопровода;
- на фиг. 5 показана внешняя деформация трубопровода, которая может быть обнаружена датчиками направляемых волн согласно настоящему изобретению;
на фиг. 6 показана последовательность операций, иллюстрирующая фазы способа непрерывного дистанционного контроля с использованием направляемых волн в находящихся под давлением трубопроводах согласно настоящему изобретению;
- на фиг. 7 показаны инструменты системы непрерывного дистанционного контроля с использованием направляемых волн согласно настоящему изобретению, в частности известное считывающее устройство "RECOMS" (Дистанционный управляемый магнитострикционный датчик);
- на фиг. 8 показаны результаты численного моделирования изменения напряженностей в трубопроводе и реакция системы с использованием направляемой крутильной волны для случая углеродистой стали в области упругой деформации (непрерывная кривая) и углеродистой стали в области упругопластической деформации (штриховая кривая) для всей секции трубопровода между двумя датчиками направляемых волн;
- на фиг.9 показаны результаты численного моделирования изменения напряжений в трубопроводе и реакция системы с использованием направляемой крутильной волны для случая углеродистой стали в области упругой деформации (непрерывная кривая) и углеродистой стали в области упругопластической деформации (штриховая кривая) для ограниченной секции трубопровода между двумя волноводными датчиками и
- на фиг. 10 показаны результаты упругой деформации в зависимости от внешнего давления в экспериментах с трубопроводом при непрерывном обнаружении направляемой волны в режиме "передачи-перехвата".
Со ссылками на чертежи показаны способ и система с использованием направляемых волн для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе, обозначенном в целом позицией 10. Направляемые волны генерируются в виде упругих колебаний одним или более датчиков или зондов 12, установленных локально на внешней секции 10А контролируемого трубопровода 10. Распространение волны происходит с использованием стенок трубопровода 10 в качестве волновода.
Каждый датчик 12 может быть датчиком магнитострикционного или пьезоэлектрического типа и может работать в обоих режимах: генерировать направляемую волну (режим ТХ, передающий датчик), и регистрировать прохождение указанной направляемой волны (режим RX, приемный датчик). На фиг. 1, например, показана система с использованием направляемых волн, основанная на датчиках 12 магнитострикционного типа и использованная в трубопроводе 10 диаметром 48 дюймов (122 см), уложенном в земле и предназначенном для транспортировки природного газа.
Возможны два режима использования датчиков 12 направляемой волны:
- эхо-импульсный режим: единственный датчик 12 работает в режиме TX-RX: он испускает импульс и регистрирует его эхо;
- режим передачи-перехвата: предусмотрены два датчика 12А и 12В, установленные в различных точках трубопровода 10, при этом первый 12А из указанных датчиков действует как передатчик, а второй 12В из указанных датчиков действует как приемник.
Упругая волна, генерируемая в некоторой точке трубопровода 10, может распространяться на расстояние порядка десятков метров от этой точки генерации. Упругое распространение направляемых волн в трубопроводе 10 зависит от физических и геометрических параметров внешней трубопроводной системы. Каждая вариация этих параметров вызывает некоторые изменения в распространении самой направляемой волны, т.е. приводит к следующему:
- изменению амплитуды, формы и/или энергии распространяемого импульса;
- генерации отраженной волны и проходящей волны, которые, в свою очередь, распространяются от точки, в которой имело место изменение физических свойств (дефект или разрыв) в трубопроводе 10.
Среди изменений физических параметров трубопровода 10, предназначенного для транспортировки текучих сред, к которым применимы известные способы измерения с использованием направляемых волн, можно упомянуть следующие дефекты:
- локальные дефекты;
- локальная коррозия;
- локальное изменение свойств покрытия трубопровода 10.
Система контроля с использованием направляемых волн позволяет обнаружить и локализовать местные неоднородности вдоль трубопровода 10 посредством измерения амплитуд отраженных упругих волн и обработки времен распространения между точкой аномалии и точкой измерения. Поэтому назначение такой системы заключается в обнаружении и локализации любого возможного дефекта вдоль инспектируемого трубопровода 10, а также в идентификации и измерении каждого дефекта.
Обнаружение и локализация дефектов требуют выделения и распознавания сигнала, обусловленного дефектом, из сигналов, генерируемых шумом и соединениями, изгибами и ответвлениями, обычно имеющимися в трубопроводе 10. Идентификация и измерение параметров дефекта требуют реконструкции геометрии этого дефекта, поскольку соотношение между геометрией дефекта и измеренным сигналом дается функцией, которая в общем случае неизвестна из-за сложности задачи.
Используемые в настоящее время способы относятся к эвристическому типу. Среди них самым простым и наиболее широко используемым является калибровочный способ. На этапе разработки системы контроля собирают сигналы и обрабатывают ответные сигналы от известных дефектов с формированием калибровочных кривых при изменения геометрических параметров дефекта (длины, ширины, толщины), с которыми можно сравнивать ответные сигналы, получаемые системой.
Другие способы обращения, предложенные недавно, основаны на нейронных сетях. В процессе обучения нейронной сети используются сигналы, генерируемые известными дефектами. На фазе прогнозирования сигнал, генерируемый неизвестным дефектом, подается в нейронную сеть, на выходе которой дается оценка геометрии дефекта.
Неразрушающий способ с использованием направляемых волн и система для контроля состояния трубопровода 10 могут использоваться для обнаружения локальной коррозии и/или дефекта в самом трубопроводе 10.
Направляемые волны крутильного типа в общем случае используются на частотах в диапазоне от 4 кГц до 128 кГц, предпочтительно 8, 16 или 32 кГц. Способ и система согласно изобретению позволяют выявить явления механической деформации стали в трубопроводе 10 вследствие изменения внутреннего и/или внешнего давления в самом трубопроводе 10, например, вызванной переходом материала из упругого в пластичное состояние. Способ и система согласно изобретению позволяют дистанционно контролировать напряженности в трубопроводе 10, а также в протяженных секциях длиной в сотни метров с использованием относительно небольшого количества датчиков 12, установленных на наружной поверхности трубопровода 10.
На фиг. 2 показана зависимость между напряженностью σ и деформацией ε, типичная для углеродистых сталей и иллюстрирующая области упругой деформации, упругопластической и пластической деформации, критическую точку и предел прочности. Способ согласно настоящему изобретению основан на возможности обнаружения с помощью системы с использованием направляемых волн вариаций скорости направляемой волны, которая распространяется в представляющей интерес секции трубопровода 10, при этом вариация скорости распространения волны чувствительна к изменению упругих свойств материала.
Для пояснения способа согласно настоящему изобретению рассмотрим однородную и изотропную секцию 10А трубопровода 10 (фиг. 3А), выполненную из стали и характеризующуюся следующими физическими параметрами:
- Е0=модуль Юнга;
- ν=коэффициент Пуассона;
ρ=плотность
В секции рассматриваемого трубопровода 10А установлено два датчика 12А и 12В направляемой волны. Первый, или передающий, датчик 12А способен генерировать упругую волну крутильного типа Т(0,1), тогда как второй, или приемный, датчик 12В, способен обнаружить прохождение указанной волны. Эти два датчика 12А и 12В установлены на заранее заданном расстоянии D, равном длине секции трубопровода 10А и работают в режиме передачи-перехвата.
В обычных условиях давление внутри и снаружи трубопровода 10 таково, что сталь работает в пределах диапазона упругости. В этой ситуации скорость сто направляемой волны, генерируемой передающим датчиком 12А, и время t0, затраченное на прохождение вдоль секции D, соответственно равно:
где
Если внешнее давление на трубопровод увеличивается, но сталь находится в пределах области упругопластической деформации, скорость распространения волны ст, меняется вследствие изменения времени t прохождения секции трубопровода 10А, имеющей длину D. Другими словами, вариация механической напряженности трубопровода 10 приводит к изменению (задержке) Δt момента времени прихода в приемный датчик 12В импульса, генерированного передающим датчиком 12А:
где
Это изменение Δt можно измерить, оно не зависит от частоты переданной волны и будет тем больше, чем больше расстояние D между передающим 12А и приемным 12В датчиками, и тем больше, чем больше отношение сто/ст отличается от 1. Поэтому способ согласно настоящему изобретению основан на корреляции между измерением изменения Δt и измерением изменения напряженности в трубопроводе 10.
Можно проиллюстрировать два конкретных случая. Первый включает гипотезу о том, что рабочая точка в области упругопластической деформации "относительно близка" к диапазону упругости, так что можно считать, что распространение направляемой волны в первом приближении подчиняется специфическим законам распространения в упругом диапазоне. В этом первом случае, если:
Е=Е0+АЕ
и
То это дает
Второй случай, напротив, включает гипотезу о том, что изменение давления на трубопровод 10 заставляет сталь работать в области пластической деформации, близкой к разрушению, то есть там, где материал больше не в состоянии распространять направляемую волну. Этот второй случай также можно обнаружить системой с использованием направляемых волн: для импульса, переданного передающим датчиком 12А, фактически не имеется импульса, принятого приемным датчиком 12В.
Наконец, способ согласно изобретению может также быть применен, когда изменение давления относится к частичной секции 10 В трубопровода между двумя датчиками направляемой волны: передающим 12А и приемным 12В, как показано на фиг. 3В. В этом случае волна, переданная передающим датчиком 12А, частично отражается, а частично проходит через зону нарушения непрерывности. Эти направляемые волны можно обнаружить с использованием предложенной системы в эхо-импульсном режиме и режиме передачи/перехвата.
Как показано на схемах на фиг. 4 и 5 и в последовательности операций на фиг. 6, способ непрерывного дистанционного контроля согласно настоящему изобретению состоит из следующих фаз:
1. Определение контрольных точек. На трубопроводе 10 устанавливают N автономных измерительных станций Sn 18, где n=1,…,N, при этом каждая станция снабжена датчиком 12 направляемой волны (магнитострикционным или пьезоэлектрическим), способным работать как в эхо-импульсном режиме, так и в режиме передачи/перехвата. Блок 14 дистанционного управления управляет датчиками 12 и запоминает измеренные данные для соответствующей последующей обработки. Датчики 12 установлены на заранее заданном расстоянии D, порядка 10 метров, так, чтобы направляемая волна, генерируемая некоторым датчиком 12, могла достичь соседних датчиков 12.
2. Начальное измерение и калибровка. Измерения выполняют на нескольких частотах fk, где k=1,…,K, на каждой секции трубопровода 10А, ограниченной парой датчиков 12А, 12В. Каждый из указанных датчиков 12А, 12В регистрирует как эхо, создаваемое возможными неоднородностями, присутствующими в рассматриваемой секции трубопровода 10А, так и сигнал, генерируемый соседними датчиками 12 и проходящий через рассматриваемую секцию трубопровода 10А. Измеренные данные хранятся в виде вектора 
3. Установочный цикл для численной модели и моделирования. Генерацию и распространение направляемых волн моделируют в каждой секции трубопровода 10А с использованием модели конечных элементов (FEM), способной воспроизводить измерительную систему и измеренные сигналы. С этой целью необходимо знать как параметры трубопровода 10 (геометрию, материал, толщину и диаметр трубопровода и его покрытие), так и оценку экологических параметров либо стабильных, либо подверженных изменению во времени (глубина залегания, состав почвы, давление в земле). Результаты моделирования сохраняют в векторе 
моделированных данных и сравнивают с вектором 
результатов измерений. Процедуру повторяют, соответственно модифицируя экологические параметры, до тех пор, пока величина расхождения 
между результатами измерений и моделируемыми данными не станет меньше заранее заданного порогового значения ε(n,fk), которое учитывает погрешности измерения и погрешности моделирования.
4. Определение аварийных порогов и расписания контроля. С использованием модели конечных элементов для системы трубопровод -внешнее средство, определенной на фазе 3, моделируют изменения экологических параметров и параметров трубопровода 10, существенных для целостности самого трубопровода 10. В частности возникновение и рост дефектов, создание и рост областей коррозии, формирование и рост областей осаждения, изменение сцепления покрытия трубы и изменение давления земли моделируют, рассматривая как малые, так и большие изменения, которые могут деформировать трубопровод 10 и вызвать его разрушение. Результаты моделирования позволяют количественно определить следующие параметры:
- изменение сигналов в зависимости от рассматриваемых изменений с последующим определением соответствующих аварийных порогов λ(n,fk);
- скорость изменения сигналов относительно рассматриваемых изменений и, следовательно, временное планирование последующего измерения (расписание контроля).
5. Проверка целостности измерительной системы и измерение параметров. После подтверждения целостности измерительной системы производят измерения во всех точках трубопровода 10, предусмотренные теми же процедурами, что и при начальных измерениях. Результаты измерения записывают в виде вектора результатов измерений.
6. Проверка измерений: повторяют цикл или генерируют аварийный сигнал. Результаты некоторого текущего измерения 
сравнивают с результатами предыдущего измерения 
Если расхождение 
не превышает ни одного из заранее заданных аварийных порогов λ(n,fk), цикл моделирования-измерения повторяют, обновляя численную модель системы трубопровод - средство на основе новых результатов измерений и определяя новые аварийные пороги λ(n,fk) и планируя последующее измерение. Когда величина расхождения 
превышает заранее заданный аварийный порог λ(n,fk), это указывает на наличие критического изменения в состоянии трубопровода 10, что, таким образом, требует дальнейших проверок и анализа.
Более конкретно, контроль деформаций трубопровода 10 из-за внутренних или внешних изменений давления производят с использованием - до возможной поломки указанного трубопровода 10 - частичной или полной потери упругости трубопроводом 10 непосредственно в той области, в которой имеют место изменения давления. В секции трубопровода 10А, в которой установлены передающий датчик 12А и приемный датчик 12В на заранее заданном расстоянии D, это условие выявляют с помощью одного или более из следующих изменений импульса, переданного передающим датчиком 12А и принятого приемным датчиком 12В:
- изменение времени прохождения импульса через секцию трубопровода 10А;
- изменение ширины импульса, которая непосредственно зависит от изменения напряжения в трубопроводе 10 без частотных модификаций;
- частичное распространение направляемой волны через секцию трубопровода 10А или отсутствие распространения направляемой волны через такую секцию трубопровода 10А.
С экспериментальной точки зрения численное моделирование и экспериментальные измерения выполняют в лаборатории, а также на газовых предприятиях, использующих системы направляемых волн. Был также разработан и изготовлен экспериментальный образец датчика 18 под названием "RECOMS" (Дистанционный управляемый магнитострикционный датчик), способный генерировать и обнаруживать направляемые волны, энергетически автономный и управляемый блоком 14 дистанционного управления через беспроводную сеть (фиг. 7). Проведенные эксперименты показали, что направляемые волны эффективны для контроля трубопроводов 10, предназначенных для транспортировки находящихся под давлением текучих сред, и способны выявить как временно-локальные изменения, как имеет место в системах контроля известного типа, так и протяженные изменения напряженности и/или деформации в трубопроводе 10, что является инновационным признаком настоящего изобретения.
Более конкретно, на фиг. 4 показана система контроля согласно настоящему изобретению, которая может использоваться для контроля "нефтяных и газовых" трубопроводов, которые невозможно контролировать с помощью систем интеллектуального обследования трубопроводов (PIG). Система содержит множество датчиков 12, например магнитострикционного типа, которые могут быть установлены вдоль трубопровода 10 и связаны друг с другом и с блоком 14 дистанционного управления через беспроводную сеть GSM или микроволнового типа.
В частности, система согласно настоящему изобретению состоит из блока 14 дистанционного управления, одного или более локальных управляющих устройств 18, связанных с указанным блоком 14 дистанционного управления через беспроводное соединение, и датчиков 12, имеющих прямой контакт с контролируемым трубопроводом 10, при этом каждый датчик 12 связан посредством проводного соединения по меньшей мере с одним локальным управляющим устройством 18. Система способна генерировать (в режиме передачи), и обнаруживать (в режиме приема), направляемые волны крутильного типа, принимать команды и передавать результаты измерения параметров волны в компьютер 16, непосредственно связанный с каждым локальным управляющим устройством 18, как иллюстрируется на фиг. 7, и/или с блоком 14 дистанционного управления для проведения контроля трубопровода 10, как показано на фиг. 4. Каждое локальное управляющее устройство 18 питается от аккумулятора, таким образом обеспечивая возможность использования цепи перезарядки, идущей из «системы сбора энергии», способной обеспечить энергоснабжение системы в течение длительных периодов использования в том числе в удаленных местоположениях. Система согласно изобретению сформирована для использования в окружающей среде АТЕХ (ATmosphères et EXplosibles=взрывоопасная атмосфера) согласно директиве 94/9/СЕ, то есть также в областях, где имеется опасность взрыва.
На фиг. 8 и 9 показаны результаты моделирования, выполненного с использованием модели конечных элементов (FEM), относящейся к реакции системы с использованием направляемых волн на изменение напряженности в секции трубопровода 10А, контролируемой двумя датчиками 12А и 12В. Первый датчик 12А, работающий как в режиме ТХ, так и в режиме RX, передает импульсы крутильных направляемых волн с различными частотами и - в эхо-импульсном режиме - выявляет их возможное отражение вследствие наличия неоднородностей вдоль трубопровода 10. Второй датчик 12 В выявляет - в режиме перехвата - импульсы, переданные первым датчиком 12А. Эталонное состояние для трубопровода 10 - это состояние, в котором он функционирует в обыкновенных условиях, при этом рабочая точка стали находится в диапазоне упругости. Предполагается, что изменение состояния напряжения в секции трубопровода переводит рабочую точку в упруго-пластический диапазон (см. фиг. 2).
На фиг. 8 рассмотрен случай, когда изменение состояния напряжения относится к целой секции трубопровода 10А, находящейся между первым датчиком 12А и вторым датчиком 12В; полученные результаты показывают, что система с использованием направляемых волн способна обнаружить изменения состояния напряжения. В частности, можно заметить, что, как и ожидалось, первый датчик 12А не выявляет отраженного сигнала, тогда как второй датчик 12 В выявляет импульсы, переданные первым датчиком 12А, с задержкой относительно ожидаемого значения, а сама задержка зависит от изменения состояния напряжения трубопровода 10 и, в то же время, не зависит от частоты переданного импульса.
Те же выводы могут быть сделаны, когда (см. фиг. 9) изменение состояния напряжения имеет отношение только к секции трубопровода 10 В, находящейся между первым датчиком 12А и вторым датчиком 12В. Разница сигналов, принятых этими двумя датчиками 12А и 12В, состоит в том, что первый датчик 12А принимает отраженный сигнал из-за наличия неоднородности, тогда как второй датчик 12В принимает импульсы с меньшей задержкой относительно фиг. 8.
На фиг. 10 показаны результаты экспериментальных лабораторных испытаний, выполненных на типовой стальной трубе с диаметром 4 дюйма (10 см), толщиной 3,6 мм и длиной 2 м. В центральной секции, имеющей длину 20 см, труба подвергалась изменению внешнего давления (компрессия-декомпрессия). На концах трубы установлены два датчика 12А (режим ТХ) и 12В (режим RX) направляемых волн крутильного типа, периодически работающие в режиме перехвата. В частности, первый датчик 12А передает последовательность импульсов с постоянной частотой, равной 32 кГц, тогда как второй датчик 12В принимает каждый импульс, переданный первым датчиком 12А (импульс No1) и четыре повторения этого импульса вследствие его отражения от концов трубы (импульсы No2, No3, No4 и No5).
Эталонное состояние трубы, на которую непосредственно не действует никакое внешнее давление, характеризуется следующим: переданный импульс принят без ослабления. Это состояние на фиг.10 соответствует нормализованной ширине со значением 1. Экспериментальные испытания состоят в постепенном увеличении внешнего давления (сжатие) на трубу до достижения максимальной величины, после чего трубу возвращают в исходное состояние, постепенно уменьшая внешнее давление. Продолжительность испытания составляет приблизительно 30 минут, что соответствует 305 шагам деформации на фиг. 10. Максимальное давление, действующее на трубу, достигается при приложении радиальной силы 40 кН, и характеризуется тем, что рабочая точка стали остается в пределах диапазона упругости (см. фиг. 2). Результаты экспериментального испытания показывают, что система с использованием направляемых волн согласно настоящему изобретению эффективна для обнаружения и отслеживания во времени деформации трубы, обусловленной изменениями напряжения: ширина принятых импульсов уменьшалась с увеличением приложенного внешнего давления, пока не было достигнуто минимальное значение, соответствующее максимальной величине приложенного давления. При постепенном возвращении трубы в исходное состояние ширина принятых импульсов увеличивалась с возвратом к начальному значению.
Таким образом, видно, что способ и система для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе согласно настоящему изобретению обеспечивают достижение поставленных целей.
Способ и система для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе согласно настоящему изобретению может подвергаться многочисленным изменениям и модификациям, все из которых входят в рамки изобретения. Поэтому объем изобретения определяется формулой изобретения.
Claims (37)
1. Способ непрерывного дистанционного контроля деформаций в трубопроводе (10), предназначенном для транспортировки находящейся под давлением текучей среды, включающий следующие шаги:
- установку на трубопроводе (10) множества датчиков (12), способных передавать и/или принимать направляемые волны, генерируемые в виде упругих колебаний, при этом пары датчиков (12А, 12В) установлены на соответствующих секциях трубопровода (10А) на заранее заданном расстоянии друг от друга;
- выполнение одного или более начальных калибровочных измерений в каждой секции трубопровода (10А), при этом каждое из указанных начальных калибровочных измерений выполняют с помощью генерации и распространения направляемых волн посредством по меньшей мере одного датчика (12), при этом соответствующие результаты измерений сохраняют в виде вектора результатов измерений 
;
- моделирование генерации и распространения направляемых волн в каждой секции трубопровода (10А) с использованием численной модели, основанной на конкретных параметрах, типичных для этого трубопровода (10) и для окружающей среды, в которой установлен указанный трубопровод (10), при этом соответствующие моделируемые данные сохраняют в виде вектора моделируемых данных 
;
- повторение шага моделирования до тех пор, пока величина расхождения 
между результатами измерений 
и моделируемыми данными 
не станет ниже заранее заданного порогового значения (ε(n, ƒk));
- моделирование изменения указанных параметров с использованием указанной численной модели для получения значений указанных параметров, которые могут подвергнуть опасности целостность трубопровода (10);
- оценка расхождения 
между результатами измерений 
и моделируемыми данными 
как функции изменения указанных параметров для определения соответствующих аварийных порогов (λ(n,ƒk));
- выполнение одного или более фактических измерений в каждой секции трубопровода (10А), при этом результаты измерений сохраняют в виде вектора результатов измерений 
;
- повторение шагов выполнения одного или более фактических измерений до тех пор, пока значение расхождения 
между определенным текущим измерением 
и предыдущим измерением 
не превысит по меньшей мере одного из указанных аварийных порогов (λ(n,ƒk)), при этом прохождение по меньшей мере одного из указанных аварийных порогов (λ(n,ƒk)) указывает, что имеются критические изменения в состоянии трубопровода (10) и, таким образом, требуются дальнейшие проверки и анализ.
2. Способ по п. 1, в котором, если расхождение 
между некоторым текущим измерением 
и предыдущим измерением 
не превышает по меньшей мере одного из указанных аварийных порогов (λ(n,ƒk)), шаги моделирования и выполнения фактических измерений повторяют, обновляя численную модель согласно новым результатам измерений и определяя новые аварийные пороги (λ(n,ƒk)).
3. Способ по п. 1 или 2, дополнительно включающий шаг оценки скорости изменения расхождения 
между результатами измерений 
и моделируемыми данными 
как функции изменения указанных параметров, что позволяет планировать во времени шаги измерения.
4. Способ по п. 1 или 2, в котором указанные параметры, типичные для трубопровода (10), включают геометрию, материал, толщину и диаметр указанного трубопровода (10) и его покрытие.
5. Способ по п. 1 или 2, в котором указанные параметры окружающей среды, в которой установлен трубопровод (10), включают глубину расположения указанного трубопровода (10), состав грунта и давление грунта.
6. Способ по п. 1 или 2, в котором шаг моделирования изменения указанных параметров включает следующие подшаги моделирования:
- формирование и рост дефектов в трубопроводе (10),
- формирование и рост областей коррозии,
- формирование и рост областей осаждения,
- изменение сцепления трубы с покрытием и
- изменение давления, действующего со стороны грунта, включая как малые, так и большие изменения, способные деформировать указанный трубопровод (10) и вызвать его разрушение.
7. Способ по п. 1 или 2, в котором указанная математическая модель представляет собой метод конечных элементов (FEM).
8. Способ по п. 1 или 2, в котором указанное заранее заданное расстояние (D) составляет приблизительно 10 м, так чтобы направляемая волна, генерируемая определенным датчиком (12), могла достичь соседних датчиков (12).
9. Способ по п. 1 или 2, в котором указанные направляемые волны генерируют в виде упругих колебаний крутильного типа с частотами в пределах диапазона от 4 кГц до 128 кГц.
10. Способ по п. 1 или 2, в котором контроль деформаций в трубопроводе (10), обусловленных изменениями внутреннего или внешнего давления, выполняют путем исследования, перед возможной поломкой указанного трубопровода (10), частичной или полной потери упругости указанного трубопровода (10) в области, подвергаемой изменениям давления, при этом в импульсе, переданном первым датчиком (12А) и принятым вторым датчиком (12В) через соответствующую секцию трубопровода (10А), исследуют одно или более из следующих изменений:
- изменение времени прохождения импульса через секцию трубопровода (10А);
- изменение амплитуды импульса, непосредственно зависящей от изменения состояния напряжения трубопровода (10), без частотных изменений;
- частичное распространение направляемой волны через секцию трубопровода (10А) или отсутствие распространения направляемой волны через секцию трубопровода (10А).
11. Система для непрерывного дистанционного контроля деформаций в трубопроводе (10), предназначенном для транспортировки находящейся под давлением текучей среды, содержащая:
- множество датчиков (12), которые могут быть приведены в непосредственный контакт с указанным контролируемым трубопроводом (10), при этом указанные датчики (12) выполнены с возможностью передачи и/или приема направляемых волн, генерируемых в виде упругих колебаний;
- одно или более локальное управляющее устройство (18) для управления указанными датчиками (12);
- блок (14) дистанционного управления, функционально связанный с указанным одним или более локальным управляющим устройством (18), при этом указанный блок (14) дистанционного управления способен управлять датчиками (12) и хранить результаты измерений для последующей обработки.
12. Система по п. 11, отличающаяся тем, что каждый датчик (12) связан кабелем по меньшей мере с одним локальным управляющим устройством (18).
13. Система по п. 11 или 12, отличающаяся тем, что датчики (12) связаны друг с другом и с блоком (14) дистанционного управления через беспроводную сеть.
14. Система по п. 11 или 12, отличающаяся тем, что датчики (12) выбраны из группы, содержащей:
- магнитострикционные датчики и
- пьезоэлектрические датчики.
15. Система по п. 11 или 12, отличающаяся тем, что каждый из указанных датчиков (12) работает в эхо-импульсном режиме и способен как генерировать направляемую волну в режиме передачи, так и регистрировать в режиме приема прохождение указанной направляемой волны.
16. Система по п. 11 или 12, отличающаяся тем, что каждый из указанных датчиков (12) работает в режиме передачи-перехвата, при этом имеются два датчика (12А, 12В), установленные в различных точках трубопровода (10), и первый (12А) из указанных датчиков работает как передатчик, а второй (12В) из указанных датчиков работает как приемник.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ITMI20140734 | 2014-04-18 | ||
| ITMI2014A000734 | 2014-04-18 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015113235A RU2015113235A (ru) | 2016-11-10 |
| RU2015113235A3 RU2015113235A3 (ru) | 2018-09-20 |
| RU2673367C2 true RU2673367C2 (ru) | 2018-11-26 |
Family
ID=51033329
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015113235A RU2673367C2 (ru) | 2014-04-18 | 2015-04-10 | Способ и система для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9921129B2 (ru) |
| EP (1) | EP2947420B1 (ru) |
| DK (1) | DK2947420T3 (ru) |
| RU (1) | RU2673367C2 (ru) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10903778B2 (en) * | 2014-12-18 | 2021-01-26 | Eaton Intelligent Power Limited | Apparatus and methods for monitoring subsea electrical systems using adaptive models |
| FR3047309B1 (fr) * | 2016-02-02 | 2019-07-26 | Saipem S.A. | Procede et dispositif de surveillance du comportement mecanique d'une conduite sous-marine de transport de fluides sous pression |
| CN105930557A (zh) * | 2016-04-08 | 2016-09-07 | 辽宁石油化工大学 | 天然气管网输送仿真方法及实现*** |
| CN106092553B (zh) * | 2016-08-12 | 2018-04-03 | 北京城建勘测设计研究院有限责任公司 | 一种用于排水管沉降变形监测的模拟实验台及监测方法 |
| US10509015B2 (en) * | 2017-01-31 | 2019-12-17 | Computational Systems, Inc. | Detecting faulty collection of vibration data |
| RU2696943C1 (ru) * | 2018-06-07 | 2019-08-07 | Публичное акционерное общество "ОДК - Уфимское моторостроительное производственное объединение" (ПАО "ОДК-УМПО") | Способ измерения динамических напряжений в трубопроводе турбомашины |
| CN110608691B (zh) * | 2019-09-05 | 2021-03-09 | 三峡大学 | 基于声源定位的滑坡深部位移实时监测***及方法 |
| CN110849569A (zh) * | 2019-11-26 | 2020-02-28 | 应急管理部天津消防研究所 | 一种消防管路***地震模拟装置 |
| US11913589B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Pipeline water remediation based on upstream process operating parameters |
| CN111929169B (zh) * | 2020-08-10 | 2023-04-18 | 中海石油(中国)有限公司海南分公司 | 一种新型深水测试管柱力学性能实验装置 |
| US11822325B2 (en) * | 2021-02-04 | 2023-11-21 | Chengdu Qinchuan Iot Technology Co., Ltd. | Methods and systems for managing a pipe network of natural gas |
| CN112802286B (zh) * | 2021-02-06 | 2023-05-26 | 广东联博新型建材有限公司 | 新型智能管网检测及报警提示***、控制方法 |
| CN113011027B (zh) * | 2021-03-22 | 2022-04-01 | 中国航空油料集团有限公司 | 基于sph-fem耦合算法的航油管道滑坡灾害主控因素辨识方法 |
| CN113177748B (zh) * | 2021-06-28 | 2021-08-31 | 西南石油大学 | 一种输气管道震害评价方法 |
| CN115031170B (zh) * | 2022-06-30 | 2023-09-05 | 江南大学 | 一种机械式管道损伤传感器阵列装置 |
| GB2623352A (en) * | 2022-10-13 | 2024-04-17 | Puls8 Ltd | System and method for identifying a pipe |
| CN116773379B (zh) * | 2023-08-21 | 2023-11-17 | 山东科技大学 | 一种充压管道轴向荷载与横向往复作用耦合试验装置 |
| CN117128777B (zh) * | 2023-10-20 | 2024-01-19 | 湘潭新大粉末冶金技术有限公司 | 一种真空脱蜡烧结多气氛炉内安全预警*** |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2146810C1 (ru) * | 1996-09-30 | 2000-03-20 | Щелыкалов Юрий Яковлевич | Способ дистанционного контроля и диагностики состояния конструкции трубопроводов и устройство для его осуществления |
| RU2247958C2 (ru) * | 2003-03-28 | 2005-03-10 | Дочернее открытое акционерное общество ДАО "Оргэнергогаз" | Способ дистанционного контроля и диагностики состояния конструкции и инженерных сооружений и устройство для его осуществления |
| WO2009129959A1 (en) * | 2008-04-24 | 2009-10-29 | Eni S.P.A. | Method for the remote detection, localization and monitoring of critical faults in pipelines |
| GB2475225A (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-18 | Wayne Rudd | A method for monitoring and/or maintaining the condition of a structure such as a pipeline |
| RU2471161C1 (ru) * | 2011-09-19 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Авангард" | Способ дистанционного контроля и диагностики состояния конструкций и инженерных сооружений и устройство для его осуществления |
| US8521453B1 (en) * | 2010-03-15 | 2013-08-27 | Berkeley Springs Instruments Llc | Wireless sensor and data management system and method for monitoring the integrity of mechanical structures |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IT1393118B1 (it) | 2009-03-04 | 2012-04-11 | Eni Spa | Apparato e metodo di misura di spostamenti spaziali di strutture impiantistiche |
| ITMI20122197A1 (it) * | 2012-12-20 | 2014-06-21 | Eni Spa | Metodo e sistema di monitoraggio continuo da remoto dell'integrita' di condotte in pressione e delle proprieta' dei fluidi trasportati |
-
2015
- 2015-04-10 RU RU2015113235A patent/RU2673367C2/ru active
- 2015-04-16 DK DK15163899.6T patent/DK2947420T3/en active
- 2015-04-16 EP EP15163899.6A patent/EP2947420B1/en active Active
- 2015-04-16 US US14/688,287 patent/US9921129B2/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2146810C1 (ru) * | 1996-09-30 | 2000-03-20 | Щелыкалов Юрий Яковлевич | Способ дистанционного контроля и диагностики состояния конструкции трубопроводов и устройство для его осуществления |
| RU2247958C2 (ru) * | 2003-03-28 | 2005-03-10 | Дочернее открытое акционерное общество ДАО "Оргэнергогаз" | Способ дистанционного контроля и диагностики состояния конструкции и инженерных сооружений и устройство для его осуществления |
| WO2009129959A1 (en) * | 2008-04-24 | 2009-10-29 | Eni S.P.A. | Method for the remote detection, localization and monitoring of critical faults in pipelines |
| GB2475225A (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-18 | Wayne Rudd | A method for monitoring and/or maintaining the condition of a structure such as a pipeline |
| US8521453B1 (en) * | 2010-03-15 | 2013-08-27 | Berkeley Springs Instruments Llc | Wireless sensor and data management system and method for monitoring the integrity of mechanical structures |
| RU2471161C1 (ru) * | 2011-09-19 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Авангард" | Способ дистанционного контроля и диагностики состояния конструкций и инженерных сооружений и устройство для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2947420A1 (en) | 2015-11-25 |
| DK2947420T3 (en) | 2017-03-20 |
| US20150300909A1 (en) | 2015-10-22 |
| US9921129B2 (en) | 2018-03-20 |
| RU2015113235A (ru) | 2016-11-10 |
| RU2015113235A3 (ru) | 2018-09-20 |
| EP2947420B1 (en) | 2016-12-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2673367C2 (ru) | Способ и система для непрерывного дистанционного контроля деформаций в находящемся под давлением трубопроводе | |
| EP2748736B1 (en) | System for monitoring the condition of structural elements and method of developing such a system | |
| KR20180063042A (ko) | 멀티모드 음향 신호들을 이용한 금속 구조물들에서의 변화들의 검출 및 모니터링 | |
| Bartoli et al. | Use of interwire ultrasonic leakage to quantify loss of prestress in multiwire tendons | |
| Zhao et al. | Acoustic guided wave techniques for detecting corrosion damage of electrical grounding rods | |
| WO2014124050A1 (en) | Nonlinear ultrasonic testing for non-destructive measurement of longitudinal thermal stresses in solids | |
| Tran et al. | A review of inspection methods for continuously monitoring PVC drinking water mains | |
| El Mountassir et al. | Reducing false alarms in guided waves structural health monitoring of pipelines: Review synthesis and debate | |
| US9176108B2 (en) | Method and device for measuring corrosion metal loss | |
| Stepinski | Novel instrument for inspecting rock bolt integrity using ultrasonic guided waves | |
| Lei et al. | An automatic extraction algorithm for measurement of installed rock bolt length based on stress wave reflection | |
| JP2013545077A (ja) | ボアホールを囲む層の線形及び非線形特性を画像処理する装置及び方法 | |
| Cawley | Guided waves in long range nondestructive testing and structural health monitoring: Principles, history of applications and prospects | |
| Sheikh et al. | Bimorph sensor based in-line inspection method for corrosion defect detection in natural gas pipelines | |
| Galvagni | Pipeline health monitoring | |
| Liu et al. | A novel methodology based on the reflected L (0, 1) guided wave for quantitative detection of corrosion-induced wall thickness loss in continuous pipes | |
| GB2533378B (en) | Plug integrity evaluation method | |
| Grisso | Considerations of the impedance method, wave propagation, and wireless systems for structural health monitoring | |
| EP3724651B1 (en) | Magneto-optical system for guided wave inspection and monitoring | |
| Liao et al. | A method for identifying free span of subsea pipelines | |
| US11448582B2 (en) | Method and system for non-intrusively determining properties of deposit in a fluidic channel | |
| Sun et al. | Smart piezoelectric module-based wave energy measurement for crack damage evaluation of concrete beams | |
| Ziganshin et al. | Technique for search of pipeline leakage according to acoustic signals analysis | |
| Bertoncini et al. | 3D characterization of defects in Guided Wave monitoring of pipework using a magnetostrictive sensor | |
| Kwun et al. | Magnetostrictive sensor long-range guided-wave technology for long-term monitoring of piping and vessels |