Способ дистанционного контроля и диагностики напряженно-деформированного состояния конструкции трубопроводов



Способ дистанционного контроля и диагностики напряженно-деформированного состояния конструкции трубопроводов
Способ дистанционного контроля и диагностики напряженно-деформированного состояния конструкции трубопроводов

 


Владельцы патента RU 2474754:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО "БашГУ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для дистанционного контроля газо- и нефтепроводов, проходящих по оползневым участкам трассы. На центральном пункте контроля через линию связи производят регистрацию сигналов с блоков измерения рабочих станций, размещенных в местах диагностирования вдоль трассы. В местах расположения датчиков напряженно-деформированного состояния измеренные механические напряжения сравнивают с величинами допустимых сжимающих и растягивающих напряжений и по результатам сравнения принимают решение о необходимости проведения противоаварийных мероприятий. Техническим результатом заявленного изобретения является повышение надежности диагностирования напряженно-деформированного состояния трубопровода и возможность прогнозирования опасных геодинамических процессов. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для дистанционного контроля газо- и нефтепроводов, проходящих по оползневым участкам трассы.

Известен способ дистанционного контроля состояния трубопроводов, находящихся в сейсмически неустойчивой зоне, зоне вечной мерзлоты, проходящих через оползневые участки, и т.д. [патент РФ №2260742 «Способ дистанционного контроля состояния трубопровода в вечной мерзлоте», кл. F17D 5/02, опубл. 20.09.2005].

В этом способе производится дистанционное зондирование трассы пролегания трубопровода путем проведения радиолокационной интерферометрической съемки с повторяющихся орбит космических аппаратов. По результатам расчета вертикальной составляющей перемещения отражающей поверхности относительно поверхности земли за время между съемками судят о деформации трубопровода.

Недостатками этого способа являются его сложность и высокая стоимость технической реализации, а также отсутствие возможности непрерывного контроля состояния трубопровода во времени.

Известен способ предотвращения разрушения трубопроводов [патент РФ №98109575, кл. F16L 58/100, опубл. 20.02.2000], включающий проектный расчет и расчет фактического состояния трубопровода с определением наработок на отказ Pн и Pt, контроль механических свойств труб при их изготовлении, испытание плетей труб, диагностирование действующего трубопровода, при этом при диагностировании действующего трубопровода автоматизированно отслеживают перемещения трубопровода, его взаимодействие с грунтом и коррозионное состояние типов грунтов, для чего трубопровод снабжают реперами автоматизированного контроля перемещений трубопровода, датчиками его давления на окружающий грунт и пробниками измерения коррозионных характеристик грунтов, на основании диагностики производят автоматизированный расчет показателя Pt и сравнивают его с Pн. При Pt>Pн компрессорная станция (КС) отключается автоматически, при этом перекрываются охранные краны трубопроводов технологической обвязки КС.

Данный способ обладает недостаточно высокой достоверностью определения состояния трубопровода, так как при диагностировании не производится непосредственного измерения действующих в трубопроводе механических напряжений.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ дистанционного контроля и диагностики состояния конструкции трубопроводов [патент РФ №2146810, кл. 7G01M 5/00, G08C 17/02, опубл. 20.03.2000], заключающийся в том, что на пункте контроля через линию связи производят регистрацию сигналов с блоков измерения, размещенных на поверхности объекта в местах диагностирования вдоль трассы объекта контроля, при этом на пункте контроля формируют кодированные радиосигналы, каждый из которых соответствует коду одного из блоков измерения, производят опрос блоков кодированными радиосигналами, принимают сигналы на блоках измерения, производят сравнение кода блока измерения с кодом сигнала опроса и при их совпадении производят с соответствующего блока измерения передачу на пункт контроля сигнала, несущего измерительную информацию о пространственном положении объекта контроля, на пункте контроля выполняют обработку информации путем сравнения ее с заранее зафиксированным значением, о наличии изменений контролируемого параметра судят по отклонению его от этого значения.

Наиболее близким является устройство дистанционного контроля и диагностики состояния конструкции трубопровода [патент РФ №2146810, кл. 7 G01M 5/100, опубл. 20.03.2000], содержащее центральный пункт контроля, блоки измерения, размещенные на поверхности объекта в местах диагностирования вдоль трассы расположения объекта контроля и линию связи центрального пункта контроля и блоков измерения, при этом центральный пункт контроля выполнен в виде ПК с принтером, блока последовательного интерфейса, соединенного с ее входом-выходом, соединенных последовательно кодера, модулятора, радиоприемопередатчика, демодулятора и декодера, выход которого связан с вторым входом блока последовательного интерфейса, второй выход которого соединен с входом кодера. Каждый блок измерения выполнен в виде соединенных последовательно коммутатора, вторичного блока питания, датчика горизонта, аналого-цифрового преобразователя, кодера, модулятора, радиоприемопередатчика, демодулятора, декодера со схемой сравнения, выход которого подключен к первому входу коммутатора, к второму входу которого подключен автономный источник питания, а линией связи является линия радиосвязи через антенны радиоприемопередатчиков.

В данном случае кодер, модулятор, радиоприемопередатчик, демодулятор и декодер в совокупности составляют узел приема-передачи информации.

Недостатком способа является невысокая надежность диагностирования напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода на основе контроля только изменения пространственного положения трубопровода в вертикальной плоскости по данным датчика горизонта.

Другим недостатком является и отсутствие возможности прогнозирования аварийной ситуации на участке диагностирования, связанной, например, с активизацией оползневого процесса, что ограничивает функциональные возможности способа и устройства.

Техническим результатом при использовании настоящего изобретения является повышение надежности диагностирования напряженно-деформированного состояния трубопровода, возможность прогнозирования опасных геодинамических процессов.

Результат достигается тем, что в способе дистанционного контроля и диагностики состояния трубопроводов, заключающемся в том, что на центральном пункте контроля через линию связи производят регистрацию сигналов с блоков измерения рабочих станций, размещенных в местах диагностирования вдоль трассы трубопровода, и выполняют регистрацию и обработку полученной информации с блоков измерения рабочих станций, при этом связь между центральным пунктом контроля и каждой рабочей станцией осуществляют посредством модемов GSM-связи, по индивидуальным номерам которых идентифицируют конкретную рабочую станцию, каждой рабочей станцией производят замеры параметров, характеризующих напряженно-деформированное состояние металла трубопроводов, геофизические свойства горных пород, слагающих оползневый массив, и кинематику оползневого процесса, а обработку полученной информации производят путем проведения множественного корреляционно-регрессивного анализа, по результатам которого оценивают состояние массива и судят о вероятности возникновения оползневого процесса или о ходе его развития, при этом измеренную величину механических напряжений трубопроводов сравнивают с величинами допустимых сжимающих и растягивающих напряжений и по результатам сравнения принимают решение о необходимости проведения противоаварийных мероприятий.

В качестве параметра, характеризующего напряженно-деформированное состояние металла трубопроводов, может измеряться уровень шумов Баркгаузена.

Для оценки состояния оползневого массива может использоваться такая геофизическая характеристика, как кажущееся удельное электрическое сопротивление горных пород, по результатам измерений которого можно оценивать степень электрической анизотропии горных пород и их водонасыщенность в зоне, прилегающей к поверхности скольжения оползня. В качестве параметра кинематики развития оползневого процесса может измеряться смещение грунта относительно трубопроводов.

Результат достигается также тем, что в устройство дистанционного контроля и диагностики состояния трубопроводов, содержащее центральный пункт контроля, включающий персональный компьютер (ПК) с подключенным к нему принтером, узел приема-передачи информации с линией радиосвязи, связанный с ПК и блоком питания, рабочие станции с блоком измерений, размещенные в местах диагностирования вдоль трассы расположения объекта контроля, которые включают в себя узел приема-передачи информации с линией радиосвязи, аналого-цифровой преобразователь, датчики измеряемого параметра, коммутатор и автономный источник питания, дополнительно введены в каждый блок измерения микроконтроллер, канал измерения параметров напряженно-деформированного состояния металла трубопроводов с датчиками на входе, канал измерения геофизических характеристик горных пород, слагающих оползневый массив, с соответствующими датчиками на входе, канал измерения кинематических параметров оползневого процесса также с датчиками на входе, а узлы приема-передачи информации в центральном пункте контроля и в каждой рабочей станции выполнены на основе модемов GSM-связи, причем в блоках измерения рабочих станций выходы всех каналов измерения подключены к входам коммутатора, управляемого микроконтроллером, выход коммутатора соединен с входом аналого-цифрового преобразователя, входы-выходы которого подключены к первым входам-выходам микроконтроллера, вторые входы-выходы которого соединены с входами-выходами модема GSM-связи, управляющие выходы микроконтроллера подключены к входам управления каналов измерения.

Канал измерения параметров напряженно-деформированного состояния металла трубопроводов выполнен в виде измерителя уровня шумов Баркгаузена.

Канал измерения геофизических характеристик горных пород, слагающих оползневый массив, выполнен в виде измерителя кажущихся удельных электрических сопротивлений горных пород электроразводочным и установками кругового электрического профилирования и вертикального электрического зондирования.

Канал измерения кинематических параметров оползневого процесса выполнен в виде измерителя перемещения грунта относительно трубопроводов.

Сигналы, сформированные датчиками напряженно-деформированного состояния металла трубопроводов, датчиками геофизических характеристик горных пород, датчиками перемещения грунта относительно трубопроводов, поступают по каналам GSM-связи на центральный пункт контроля, где на основе принятых сигналов производится корреляционно-регрессивный анализ, по результатам которого судят о напряженно-деформированном состоянии трубопроводов и о вероятности возникновения оползневого процесса или о ходе его развития.

На фигурах 1 и 2 представлена структурная схема устройства, реализующего способ дистанционного контроля состояния трубопровода и оползневого массива, которое состоит из центрального пункта контроля (Фиг.1) и рабочих станций, включающих в себе блоки измерений (Фиг.2).

Центральный пункт контроля содержит персональный компьютер 1 с подключенным к нему принтером 2, узел 3 приема-передачи информации, выполненный на основе модема GSM-связи, питаемого блоком питания 4, и связанный с ПК 1.

Блоки измерения рабочих станций содержат узел 5 приема-передачи информации с линией радиосвязи, выполненный на основе модема GSM-связи, аналого-цифровой преобразователь 6, коммутатор 7, автономный источник питания 8, микроконтроллер 9, канал 10 измерения параметров напряженно-деформированного состояния металла трубопроводов с датчиками 101…10n на входе, канал 11 измерения геофизических характеристик горных пород, слагающих оползневый массив, с датчиками 111…11m на входе, канал 12 измерения кинематических параметров оползневого процесса с датчиками 121…12k на входе, при этом число датчиков определяется протяженностью диагностируемого участка трубопроводов.

Выходы каналов 10, 11, 12 последовательно с помощью коммутатора 7, управляемого микроконтроллером 9 по управляющему выходу 9а, подключены ко входу аналого-цифрового преобразователя 6, выход которого подключен к микроконтроллеру 9, который соединен с модемом 5 GSM-связи. Управляющие выходы 9б микроконтроллера 9 подключены ко входам управления каналов 10, 11, 12 измерения.

Способ осуществляется описанным устройством следующим образом.

Процесс сбора информации в центральный пункт на ПК 1 контроля может производиться в двух режимах.

В первом режиме оператор с целью получения информации, например, с одной конкретной рабочей станции подает с ПК 1 командный сигнал, который поступает на модем 3 GSM-связи, и содержит индивидуальный номер запрашиваемой рабочей станции, команду на его включение и выполнение цикла измерений. Командный сигнал, принятый модемом GSM-связи 5 запрашиваемой рабочей станции, поступает в микроконтроллер 9, который активизируется, включает питание и в соответствии с заложенной в нем программой выполняет цикл измерений. При этом канал 10 измерения параметров напряженно-деформированного состояния металла, управляемый микроконтроллером 9, поочередно производит измерения датчиками 101…10n, размещенными на поверхности трубопровода в заданном порядке. Коммутатор 7, управляемый микроконтроллером 9, подключает выход канала 10 измерения к входу аналого-цифрового преобразователя 6, который преобразует аналоговые сигналы и цифровую форму и передает их для хранения в микроконтроллер 9. По окончании измерений параметров напряженно-деформированного состояния микроконтроллер 9 организует измерения геофизических характеристик горных пород каналом 11 измерения. При этом ко входу канала 11 поочередно подключаются датчики 111…11m измерения геофизических характеристик, а коммутатор 7 соединяет выход канала 11 с входом аналого-цифрового преобразователя 6. Данные измерения геофизических характеристик передаются в микроконтроллер 9. Аналогичным образом производится измерение кинематических параметров каналом 12 измерения с помощью датчиков 121…12k.

По окончании цикла измерения всех параметров микроконтроллер 9 формирует сообщение с результатами измерений и индивидуальным номером своего модема GSM-связи, передает его в модем 5 и дает команду на передачу информации. Переданное сообщение воспринимается модемом 3 GSM-связи центрального пункта контроля и поступает на ПК 1 для хранения в базе данных и последующей обработки.

Во втором режиме по команде ПК 1 микроконтроллеры 9 всех или некоторых блоков измерения устанавливают автоматический режим измерения параметров каналами 10, 11, 12 и передачи информации с заданной периодичностью. Поступающие на ПК 1 центрального пункта контроля сообщения сортируются по индивидуальным номерам модемов GSM-связи и времени поступления и хранятся в базе данных.

При необходимости результаты опроса блоков измерения рабочих станций и их обработки могут быть распечатаны посредством принтера 2 центрального пункта контроля. Работа центрального пункта контроля и блоков измерения рабочих станций осуществляется источниками питания 4, 8.

Для оценки напряженно-деформированного состояния металла трубопроводов целесообразно использовать метод, основанный на контроле шумов Баркгаузена, возникающих при перемагничивании ферромагнитных материалов переменным током, уровень которых зависит от воздействующих механических напряжений.

Для оценки состояния оползневого массива целесообразно использовать геофизические характеристики, несущие информацию об изменении напряженного состояния горных пород, их прочности, развитии микро- и макротрещиноватости, водонасыщенности. Такими характеристиками являются сейсмические свойства пород, их удельное электрическое сопротивление, магнитные свойства, плотность пород и другие.

В данном случае в качестве геофизической характеристики горных пород, слагающих оползневый массив, измеряются кажущиеся удельные электрические сопротивления.

В качестве датчиков кажущихся удельных сопротивлений используются четырехэлектродные установки кругового электрического профилирования и вертикального электрического зондирования (см., например, Ю.В.Якубовский «Электроразведка», М.: Недра, 1980, с.165, 223).

По данным электроразведочных установок определяют коэффициенты электрической анизотропии, отражающие процесс структурных изменений в горных породах, в частности, развитие трещиноватости и оценивается водонасыщенность вблизи поверхности скольжения оползня.

В качестве параметров, характеризующих кинематику развития оползневого процесса, измеряются перемещения грунта относительно трубопровода соответствующими датчиками перемещения.

Поступающую в центральный пункт контроля информацию об измеряемых параметрах подвергают комплексной обработке на ПК 1, используют при этом множественный корреляционно-регрессивный анализ, по результатам которого судят о напряженно-деформированном состоянии трубопроводов, возможности возникновения оползневого процесса или ходе его развития. Так, измеренные механические напряжения в местах расположения датчиков сравнивают с величинами допустимых сжимающих и растягивающих напряжений и по результатам сравнения принимают решение о необходимости проведения противоаварийных мероприятий. Результаты обработки в виде графиков, таблиц, рекомендаций выводятся на принтеры.

Таким образом, заявляемое техническое решение позволяет повысить надежность диагностирования напряженно-деформированного состояния трубопроводов и обеспечивает возможность прогнозирования опасных геодинамических, в частности, оползневых процессов.

Способ дистанционного контроля и диагностики напряженно-деформированного состояния конструкции трубопроводов, заключающийся в том, что на центральном пункте контроля через линию связи производят регистрацию сигналов с блоков измерения рабочих станций, размещенных в местах диагностирования вдоль трассы, отличающийся тем, что в местах расположения датчиков напряженно-деформированного состояния измеренные механические напряжения сравнивают с величинами допустимых сжимающих и растягивающих напряжений и по результатам сравнения принимают решение о необходимости проведения противоаварийных мероприятий.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области электротехнического оборудования и используется в электрических аппаратах, трансформаторах и других устройствах высокого напряжения.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для вибрационного контроля, защиты и диагностики технологического оборудования. .

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта и предназначено для диагностики трубопроводов. .

Изобретение относится к области неразрушающего контроля неповоротных цилиндрических деталей, в частности трубопроводов, и направлено на упрощение конструкции устройства, увеличение скорости сканирования при сохранении точности и надежности контроля, что обеспечивается за счет того, что устройство содержит блок контрольно-измерительной аппаратуры, дистанционного управления и обмена данными и механизм перемещения по винтовой траектории, обеспечивающий возможность изменения направления движения.

Изобретение относится к области энергетики, в частности к устройствам обнаружения разрыва труб пароводяного тракта котлов. .

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и предназначено для диагностики преимущественно подводных магистральных трубопроводов. .

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и предназначено для дистанционного определения места утечки жидкости или газа из магистрального трубопровода, находящегося в траншее под грунтом.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и предназначено для диагностики преимущественно подводных магистральных трубопроводов. .

Изобретение относится к технике контроля трубопроводных систем и может быть использовано для обнаружения мест порывов в трубопроводе

Изобретение относится к устройствам обнаружения течи в подземных трубопроводах тепловых сетей

Изобретение относится к технике контроля трубопроводных систем и может быть использовано для обнаружения мест порывов в трубопроводах

Изобретение относится к области транспортировки нефти и касается вопросов контроля состояния подводных нефтепроводов, а более конкретно к обнаружению утечек при их разгерметизации. Способ включает измерения оптических и гидрологических характеристик морской среды с помощью флюориметра и акустического доплеровского профилографа течений, размещенных на подводном аппарате, на основе которых определяют наличие нефтехимических примесей в воде. Одновременно проводят измерения акустических характеристик донных осадков вблизи нефтепровода и в результате обработки полученных данных определяют наличие нетипичных для данной акватории видов осадков. В случае обнаружения таких осадков выполняют маневрирование подводного аппарата и проводят флюориметром контрольные измерения содержания нефтехимических примесей в придонном слое в месте расположения нефтепровода. Техническим результатом является возможность повысить надежность обнаружения слабоинтенсивных утечек, развивающихся в придонном слое. 1 ил.

Изобретение относится к области испытательно-измерительной техники и направлено на упрощение определения расстояния до места течи подземного трубопровода, что обеспечивается за счет того, что с помощью акустического датчика измеряют амплитуду звука течи в двух точках подземного трубопровода. Затем искусственно возбуждают звуковые колебания и измеряют амплитуду звуковых колебаний от совместного действия генератора звука и звука течи в тех же точках подземного трубопровода. По величине амплитуд звука в двух точках подземного трубопровода и измеренному расстоянию между точками измерения определяют расстояние до места течи по формуле, определенной согласно изобретению. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области диагностики линейной части трубопроводных систем и может быть использовано для диагностики технического состояния внутренней стенки магистральных трубопроводов. Размещают на внешней поверхности трубопровода возбуждающие и измерительную катушки, генерируют гармонический испытательный сигнал и передают его в возбуждающие катушки, усиливают напряжение, наводимое в измерительной катушке, и определяют по комплексной амплитуде толщину стенки трубопровода. Периодически осуществляют измерение толщины стенки трубопровода, полученные значения сравнивают с ранее накопленными и полученными в результате моделирования. В результате регрессионной обработки осуществляют прогнозирование времени истончения трубопровода до предельного значения и осуществляют контроль изменений условий наблюдения и корректировку измеренных параметров. Устройство содержит возбуждающий генератор, блок измерительных преобразователей, включающий возбуждающие и измерительную катушки, и усилитель. Устройство снабжено полосовым фильтром, цифровым датчиком температуры, расположенным в непосредственной близости от любой из катушек возбуждения на поверхности трубопровода, цифровым вычислителем, состоящим из центрального процессора, оперативного и постоянного запоминающих устройств, аналого-цифрового преобразователя и порта ввода-вывода. Техническим результатом является повышение безопасности эксплуатации магистрального трубопровода. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к неразрушающему контролю магистральных трубопроводов. В диагностируемый магистральный нефтепровод помещают внутритрубный снаряд-одометр, снабженный источником изотропного акустического излучения, линейкой приемников гидрофонов и бортовым микрокомпьютером. С помощью изотропного акустического источника излучают акустическую волну с частотой и амплитудой, задаваемыми бортовым микрокомпьютером, при этом с помощью линейки гидрофонов и микрокомпьютера непрерывно регистрируют поле давления на оси z нефтепровода относительно источника изотропного акустического излучения. По результатам этих измерений диагностируют изменение местоположения первого интерференционного минимума давления относительно источника изотропного акустического излучения. После чего привязывают эти данные к координатам по оси z относительно точки ввода снаряда-одометра внутрь нефтепровода и на основе полученных данных судят о целостности грунта, окружающего нефтепровод. Способ позволяет осуществить раннюю диагностику нарушения целостности грунта вокруг магистрального нефтепровода и предотвратить процесс его разрушения. 4 ил.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для обнаружения негерметичности стенки трубы линейного участка магистрального трубопровода. В качестве передающего канала информации используют как металл стенки трубы, так и среду, заполняющую трубу. Регистрируют вибрации металла трубы, а также импульс избыточного давления, возникающий при появлении негерметичности стенки трубы, и следующее за ними возникновение в составе спектра акустических шумов дополнительной высокочастотной компоненты. По разности времени прихода упругих акустических волн, распространяющихся по металлу трубы и по среде к датчикам давления и вибрации, получают сведения о местонахождении негерметичности. По амплитудному уровню высокочастотной компоненты получают сведения о ее размерах и степени опасности. Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы линейной части магистрального трубопровода за счет оперативного и достоверного обнаружения его негерметичности. 2 ил.

Изобретение относится к области эксплуатации трубопроводов, в частности теплотрасс, и может быть использовано для обнаружения мест протечек теплотрасс. Технический результат - повышение точности контроля состояние изоляции трубопровода. Способ определения места протечки теплотрассы включает размещение на контролируемом участке теплотрассы в покрывающей трубопровод теплоизоляции с диэлектрическими свойствами по меньшей мере одной линии токопроводящего сигнального проводника. На концах проводника устанавливают устройства контроля электрического сопротивления. По меньшей мере на одной линии токопроводящего сигнального проводника последовательно через заданные расстояния устанавливают резисторы, имеющие равные значения электрического сопротивления, превышающие значение сопротивления теплоизоляции при намокании. Расстояние до места протечки от устройства для контроля электрического сопротивления определяют путем деления измеренного общего электрического сопротивления токопроводящего сигнального проводника на величину электрического сопротивления одного резистора и умножения полученного результата на расстояние между резисторами. 2 ил.
Наверх