Способ определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу



Способ определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу

 


Владельцы патента RU 2476763:

Общество с ограниченной ответственностью "Эл Би Скай Глобал" (RU)

Способ предусматривает получение меток времени с заданным равномерным интервалом, одновременное измерение давления перекачиваемой среды в двух сечениях на каждом конце контрольного участка трубопровода, расположенных на расстоянии между ними, составляющем от 0,001 до 0,04 длины этого участка трубопровода, сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой и регистрацию волны давления в случае синхронного протекания на обоих концах участка ступенчатого изменения давления, при котором на одном конце участка трубопровода ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении произошло раньше, чем во внешнем, а на другом конце участка трубопровода ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении произошло позже, чем во внешнем, с последующим распознаванием направления и определением скорости распространения волн давления текучей среды по меткам времени, соответствующим ступенчатому изменению давления на обоих концах участка, и контролем нахождения этой скорости в допустимых пределах. Технический результат - расширены функциональные возможности, упрощена конструкция, повышены точность, надежность и быстродействие за счет эффективного и оперативного контроля параметров волны на этапе ее возникновения в режиме реального времени. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области гидравлики и предназначено для контроля технических характеристик магистральных трубопроводов, проложенных как на суше, так и в водной среде. Обеспечивается оценка скорости распространения волн скачков давления по трубопроводу в режиме реального времени.

Известен ряд способов контроля технического состояния трубопроводов, предусматривающих оценку средней скорости распространения волн скачков давления по трубопроводу.

В частности, известен способ определения местоположения источников акустической эмиссии в трубопроводах, заключающийся в том, что по длине трубопровода размещают преобразователи, регистрируют сигналы акустической эмиссии каждым преобразователем и определяют расстояние от источника акустической эмиссии до преобразователя с учетом разности времен прихода гармонических составляющих акустического сигнала с частотами f1 и f2, f1<f2 и групповыми скоростями C1 и C2 и мод нормальной волны с центральными частотами f1 и f2, по длине трубопровода размещают парами на расстоянии, равном или меньшем зоны контроля одиночного преобразователя, и расстоянии между преобразователями, кратном отношению C1/f1, направление на источник акустической эмиссии определяют по последовательности прихода сигналов акустической эмиссии на преобразователи пары, суммируют сигналы каждой пары с частотой f1 без фазового согласования, а с частотой f2 - после фазового согласования, определяют разность времен прихода полученных сигналов, а вид источника акустической эмиссии оценивают по соотношению амплитуд частотных компонент f1 и f2 гармонических составляющих акустических сигналов (RU №2010227).

Известен способ испытаний трубопровода, основанный на нагнетании среды перекачивающей установкой из источника в испытуемый трубопровод с давлением, равным давлению в источнике, с последующим подъемом давления до заданной величины и регистрацией расхода, температуры, давления среды, отличающийся тем, что первоначально рассчитывают параметры испытаний трубопровода, моделируют изменение во времени испытательного давления, скорости его подъема, расхода среды, температуры среды в объеме заполняемого средой трубопровода, обеспечивающих стационарность процесса нагружения трубопровода, рассчитывают время прохождения импульса давления при нагружении испытуемого трубопровода, указанные параметры сравнивают с заданными допусками, рассчитанными с учетом прочности материала труб, сварных соединений и по результатам моделирования устанавливают предельные значения параметров регулирования режимов работы перекачивающей установки с учетом потерь давления во всасывающем, нагнетательном и испытуемом трубопроводах, задают значения рабочих параметров процесса испытаний, предварительно полученные в результате моделирования, непрерывно регистрируют и контролируют их изменение в процессе испытаний, фиксируют появление их пороговых значений, устанавливают соответствующие этим пороговым значениям параметры управления режимами работы перекачивающей установки в течении каждого из интервалов времени заполнения и последующего нагнетания среды в испытуемый трубопровод до заданных предельных значений испытательного давления, выдержки всего объема среды до стабилизации давления и выравнивания температуры по длине трубопровода. Причем до заполнения трубопровода средой рассчитывают частоту и период прохождения импульсов, пропорциональных расходам среды, имитируют производительность перекачивающей установки в пределах рабочего регулирования путем генерации указанных выше импульсов от внешнего источника импульсного тока и с учетом паспортного значения константы преобразования импульсного выхода расходомера, в дальнейшем используемого в процессе испытаний, рассчитывают рабочие характеристики испытаний в виде графиков зависимости испытательного давления от объемов среды, нагнетаемой в испытуемый трубопровод (RU №2296310).

Известен способ измерения перемещения жидкости или газа в трубопроводе путем расчета разности времен прохождения ультразвуковых сигналов между двумя датчиками в прямом и обратном направлениях, причем одновременно возбуждают два датчика от одного средства возбуждения, затем одновременно измеряют сигналы, полученные каждым датчиком от другого датчика, осуществляют синхронное преобразование в цифровую форму сигналов, полученных каждым датчиком, а при расчете разности времен прохождения ультразвуковых сигналов между двумя датчиками определяют функцию взаимной корреляции сигналов датчиков. В частных случаях реализации способ предусматривает расчет разности времен прохождения ультразвуковых сигналов между двумя датчиками, включает поиск максимума функции взаимной корреляции сигналов, полученных датчиками, расчет разности времен прохождения ультразвуковых сигналов между двумя датчиками в прямом и обратном направлениях, включает расчет преобразования Хилберта для функции взаимной корреляции сигналов, полученных датчиками. При этом поиск нулевых значений преобразования Хилберта осуществляют с помощью полиномной интерполяции преобразования Хилберта, предпочтительно с помощью полинома третьего порядка, устанавливают эталон времени путем измерения времени распространения ультразвуковых сигналов за пределами оболочки трубопровода, для установки эталона времени осуществляют измерение интервалов времени прохождения сигналов между датчиками для двух жидкостей или газов, движущихся с разной скоростью, которая известна, осуществляют коррекцию значений величин времени распространения ультразвуковых сигналов за пределами оболочки трубопровода в зависимости от температуры (RU №2234682).

Наиболее близким к заявляемому является способ определения скоростей в газовых и жидкостных объемах, заключающийся в измерении пульсаций температуры, при котором осуществляют MT/dT+1 измерений, где T - период измерений, dT - время между измерениями, затем результаты измерений обрабатывают методом спектрального анализа, при этом рассчитывают сдвиг по времени , соответствующий пику амплитудно-частотной характеристики на частоте f0, по формуле где - значение функции фазочастотной характеристики на частоте f0 (RU №2101711, прототип).

Недостатками известных способов является узость функциональных возможностей, не обеспечивающая определения скорости распространения волн в режиме реального времени, низкая точность получаемых результатов.

Технической задачей изобретения является создание эффективного способа определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу и расширение арсенала способов определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу.

Технический результат, обеспечивающий решение поставленной задачи, состоит в расширении функциональных возможностей, упрощении конструкции, повышении точности, надежности и быстродействия за счет эффективного и оперативного контроля параметров волны на этапе ее возникновения в режиме реального времени.

Сущность изобретения состоит в том, что способ определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу предусматривает получение меток времени с заданным равномерным интервалом, одновременное измерение давления перекачиваемой среды в двух сечениях на каждом конце контрольного участка трубопровода, расположенных на расстоянии между ними, составляющем от 0,001 до 0,04 длины этого участка трубопровода, сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой и регистрацию волны давления в случае синхронного протекания на обоих концах участка ступенчатого изменения давления, при котором на одном конце участка трубопровода ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении произошло раньше, чем во внешнем, а на другом конце участка трубопровода ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении произошло позже, чем во внешнем, с последующим распознаванием направления и определением скорости распространения волн давления текучей среды по меткам времени, соответствующим ступенчатому изменению давления на обоих концах участка, и контролем нахождения этой скорости в допустимых пределах.

Предпочтительно, измерение давления в двух сечениях на каждом конце участка трубопровода осуществляется с помощью датчиков давления, а определение скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу осуществляют из соотношения:

C=S*(L2-L1)/(T2-T1), где:

L1, L2 - координаты концов участка, м;

T1, Т2 - метки времени прохода волны давления на концах участка, сек;

S - безразмерный признак направления волны давления, S=+1, если волна прошла в направлении движения текучей среды; S=-1, если волна прошла в направлении, противоположном направлению движения текучей среды;

C - скорость распространения волн давления, м/сек.

Предпочтительно синхронное протекание фиксируется, если абсолютное значение разности меток времени, соответствующих сравниваемым значениям давления, не больше заданной величины задержки по времени, а получение меток времени осуществляется с помощью приемника GPS, сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой и определение направления распространения волн давления осуществляют с помощью локального узла, включающего локальный контроллер, к которому подключены датчики давления и приемник GPS на этом конце участка трубопровода, при этом каждый локальный контроллер проверяет направление волн давления от пары соседних датчиков давления и производит передачу соответствующих меток времени в центральный контроллер, определение скорости распространения волн давления текучей среды осуществляют по информации, получаемой от обоих локальных контроллеров о метках времени и направлении волн давления, с помощью центрального контроллера, контролирующего нахождение значения скорости распространения волн давления в допустимых пределах или вне этих пределов.

На чертеже изображена схема комплекса для реализации способа определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу.

Комплекс содержит две пары датчиков 2 давления на трубопроводе 1, установленных парами на расстоянии 50-200 метров между соседними датчиками 2 в каждой паре, локальные программируемые логические контроллеры 3, датчики временных меток в виде GPS приемников 4, линии 5 связи, центральный контроллер 6 и автоматизированное рабочее место 7 оператора (персональный компьютер 7). Датчики 2 выполнены с временем срабатывания не более 1 мсек (миллисекунд). Пары датчиков 2 располагаются на границах контрольного участка трубопровода 1, расстояние между двумя парами датчиков, т.е. длина контрольного участка, составляет 5000-50000 м. Таким образом, датчики 2 установлены на расстоянии между ними на каждом конце контрольного участка, составляющем от 0,001 до 0,04 длины этого участка трубопровода 1. Один из датчиков 2 в каждой паре является внутренним по отношению к контрольному участку, а другой - внешним. Соотношение расстояний между датчиками 2 в каждой паре и длиной участка выбрано из условия минимального влияния гидравлических потерь по длине участка на результаты контроля.

Таким образом, комплекс состоит из трех узлов - двух локальных и одного центрального. Локальные узлы размещаются на границах контрольного участка трубопровода 1 (в зоне пар датчиков 2), центральный узел - в диспетчерском пункте. Локальные контроллеры 3, их GPS приемники 4 и датчики 2 давления относятся к локальным узлам; центральный контроллер 6, его датчик временных меток в виде приемника GPS (не изображен) и персональный компьютер 7 оператора АРМ - к центральному. Все три контроллера 3,6 комплекса, а также компьютер 7 соединены между собой линиями 5 связи по сети Интернет (Ethernet).

Представленные в блок-схеме на уровне функционального обобщения составные - контроллеры 3,6 и компьютер 7 с заданными функциональными возможностями относятся к цифровым комбинационным автоматам, для которых известны методы синтеза их структуры по содержательному описанию функции (сведениям о функциях, изложенным в описании), т.е. они могут быть синтезированы с помощью известных правил и методов, с помощью которых автоматическое устройство может быть получено по предъявляемым к нему требованиям.

Способ определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу осуществляется следующим образом.

При установившейся работе трубопровода 1 постоянно производится получение меток времени с заданным равномерным интервалом с помощью GPS приемника 4. Одновременно с помощью датчиков 2 осуществляется измерение материальной величины - давления перекачиваемой среды в двух сечениях на каждом конце контрольного участка трубопровода 1. Полученные результаты измерений в виде материальных сигналов служат для сравнения значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой.

Принцип реализации способа основан на использовании методов распознавания и регистрации волны изменения давления, сопутствующей процессу смены режима работы трубопровода 1. Фиксируются события прохода волны перепада давления через две пары смежных датчиков 2.

В процессе дежурства по результатам измерений датчиков 2 осуществляют регистрацию материальной волны давления в случае синхронного протекания на обоих концах участка трубопровода 1 ступенчатого изменения давления, при котором на одном конце участка трубопровода 1 ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении трубопровода 1 произошло раньше, чем во внешнем, а на другом конце участка трубопровода 1 ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении произошло позже, чем во внешнем. Синхронное протекание фиксируется, если абсолютное значение разности меток времени, полученных с помощью GPS приемника 4, соответствующих сравниваемым значениям давления, измеренного датчиками 2, не больше заданной величины задержки по времени.

Таким образом, условия регистрации волны перепада давления контроллером 3 следующие:

- два локальных контроллера синхронно обнаружили сигналы падения (повышения) давления;

- направление движения волны на одном конце снаружи трубы, а на другом - изнутри;

- разности моментов времени этих событий допустимы в соответствии с длиной трубы и возможной скоростью звука в продукте.

Решение о том, что это одна и та же волна перепада давления, принимает центральный контроллер 6 на основании указанной информации, полученной от локальных контроллеров 3.

В случае регистрации материальной волны давления производится распознавание направления и определение скорости распространения волн давления текучей среды по меткам времени, соответствующим ступенчатому изменению давления, измеренного датчиками 2, на обоих концах участка трубопровода 1. Кроме того, производится контроль нахождения скорости распространения волн давления в допустимых пределах, определяемых для данной текучей среды (перекачиваемого продукта).

Определение скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу 1 осуществляют из соотношения:

C=S*(L2-L1)/(T2-T1), где:

L1, L2 - координаты концов участка трубопровода 1, м;

T1, Т2 - метки времени прохода волны давления на концах участка, сек;

S - безразмерный признак направления волны давления, S=+1, если волна прошла в направлении движения текучей среды; S=-1, если волна прошла в направлении, противоположном направлению движения текучей среды;

C - скорость распространения волн давления, м/сек.

Сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой и определение направления распространения волн давления осуществляют с помощью локального узла, включающего локальный контроллер 3, к которому подключены датчики 2 давления и с помощью GPS приемник 4 на этом конце участка трубопровода 1. Каждый локальный контроллер 3 проверяет направление волн давления от пары соседних датчиков 2 давления и производит передачу соответствующих меток времени в центральный контроллер 6 по линиям 5 связи.

Определение скорости распространения волн давления текучей среды осуществляют по информации, получаемой от обоих локальных контроллеров 3, о метках времени и направлении волн давления, с помощью центрального контроллера 6, контролирующего нахождение значения скорости распространения волн давления в допустимых пределах или вне этих пределов.

Допустимое значение скорости волны должно удовлетворять неравенствам:

Cmin<=C<=Cmax,

где Cmin, Cmax - заданные предельные значения скорости волны.

Мгновенные значения скорости сохраняются в архиве, где по этим данным получается оценка средней скорости за определенный период времени.

Передача данных между контроллерами 3,6 осуществляется по линиям 5 связи с помощью сети Интернет по протоколу TCP/IP.

Локальные контроллеры 3 периодически передают центральному контроллеру 6 сообщения о своей работоспособности, метки времени от GPS приемников 4 и параметры, получаемые от датчиков 2 давления с временным интервалом, равным интервалу получения меток времени. Центральный контроллер 6 использует указанные сообщения для визуального отображения, а если своевременное периодическое сообщение от локального контроллера 3 отсутствует, центральный контроллер 6 фиксирует отказ соответствующего локального узла и формирует тревожный сигнал, а также сообщение на монитор компьютера 7.

В результате создан эффективный способ определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу и расширен арсенал способов определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу. При этом расширены функциональные возможности, упрощена конструкция, повышены точность, надежность и быстродействие за счет эффективного и оперативного контроля параметров волны на этапе ее возникновения в режиме реального времени.

1. Способ определения скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу, предусматривающий получение меток времени с заданным равномерным интервалом, одновременное измерение давления перекачиваемой среды в двух сечениях на каждом конце контрольного участка трубопровода, расположенных на расстоянии между ними, составляющем от 0,001 до 0,04 длины этого участка трубопровода, сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой и регистрацию волны давления в случае синхронного протекания на обоих концах участка ступенчатого изменения давления, при котором на одном конце участка трубопровода ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении произошло раньше, чем во внешнем, а на другом конце участка трубопровода ступенчатое изменение давления во внутреннем сечении произошло позже, чем во внешнем, с последующим распознаванием направления и определением скорости распространения волн давления текучей среды по меткам времени, соответствующим ступенчатому изменению давления на обоих концах участка, и контролем нахождения этой скорости в допустимых пределах.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение давления в двух сечениях на каждом конце участка трубопровода осуществляется с помощью датчиков давления.

3. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что определение скорости распространения волн давления текучей среды по трубопроводу осуществляют из соотношения:
C=S·(L2-L1)/(T2-T1),
где L1, L2 - координаты концов участка, м,
T1, T2 - метки времени прохода волны давления на концах участка, сек,
S - безразмерный признак направления волны давления, S=+1, если волна прошла в направлении движения текучей среды; S=-1, если волна прошла в направлении, противоположном направлению движения текучей среды,
С - скорость распространения волн давления, м/с.

4. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что синхронное протекание фиксируется, если абсолютное значение разности меток времени, соответствующих сравниваемым значениям давления, не больше заданной величины задержки по времени, а получение меток времени осуществляется с помощью приемника GPS.

5. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка между собой и определение направления распространения волн давления осуществляют с помощью локального узла, включающего локальный контроллер, к которому подключены датчики давления и приемник GPS на этом конце участка трубопровода, при этом каждый локальный контроллер проверяет направление волн давления от пары соседних датчиков давления и производит передачу соответствующих меток времени в центральный контроллер.

6. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что определение скорости распространения волн давления текучей среды осуществляют по информации, получаемой от обоих локальных контроллеров о метках времени и направлении волн давления, с помощью центрального контроллера, контролирующего нахождение значения скорости распространения волн давления в допустимых пределах или вне этих пределов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к дистанционному контролю технического состояния теплотрассы и может быть использовано при создании систем автоматизации теплоснабжения. .

Изобретение относится к стационарным системам мониторинга исправности морского трубопровода газоконденсата. .

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано в системах определения места утечки нефтепродуктов в нефтепродуктопроводах, а также определения мест течи и разгерметизации в труднодоступных местах нефтепродуктопроводов.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для испытаний герметичности шаровых кранов запорно-регулирующей арматуры магистральных газопроводов в трассовых условиях.

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

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при испытании затворов запорных арматур нефтепроводов на герметичность. .

Изобретение относится к области контрольно-измерительной техники и направлено на повышение безопасности эксплуатации морских нефтегазовых терминалов, что обеспечивается за счет того, что достигается за счет того, что внешнюю поверхность трубопровода, уложенного на дно, зондируют гидроакустическими сигналами, концентрацию метана в газовом облаке определяют посредством датчика метана, путем измерения величины изменения активного слоя датчика метана при диффузии молекул углеводородов из морской воды через силиконовую мембрану, определяют закономерности распределения плотности скопления пузырьков газа по глубине, путем распределения диапазона на слои с вычислением плотности скопления пузырьков газа для каждого слоя по глубине, выполняют оценку количественных характеристик разреженных газовых скоплений.

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для дистанционного контроля состояния магистральных газопроводов и хранилищ с помощью диагностической аппаратуры, установленной на носитель - дистанционно-пилотируемый летательный аппарат (ДПЛА)

Изобретение относится к магистральным трубопроводным системам транспорта газа, а более конкретно, к непрерывному контролю за обеспечением взрывопожаробезопасности при производстве ремонтных (огневых) работ на отключенном и выведенном в ремонт со стравливанием газа подземном или надземном участке действующего объекта магистрального трубопровода

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при эксплуатации трубопроводов

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для автоматического контроля технологического процесса транспортировки жидкости и газа. Система содержит основной трубопровод, электроприводную задвижку, средства измерений технологических процессов, центральный диспетчерский пункт с приемно-передающей аппаратурой и записывающим устройством, аккумуляторные батареи, силовой шкаф, микропроцессорный контроллер, обводную линию. При этом обводная линия герметично соединена с основным трубопроводом до электроприводной задвижки и после электроприводной задвижки. Также система содержит инверторы, гидротурбину, муфту отбора мощности, электрогенератор с зарядным устройством, двигатель внутреннего сгорания. Способ включает в себя сбор информации о параметрах системы, обработку ее, запись данных, передачу, прием, выработку сигнала на исполнительные механизмы, осуществление на центральном диспетчерском пункте контроля за обработанной информацией о параметрах системы и ее обработку с выделением аварийных отклонений параметров системы в результате их сравнения в микропроцессорном контроллере. Техническим результатом является возможность повысить эксплуатационную надежность системы и осуществить способ без стационарных источников энергоснабжения. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при испытании на герметичность затворов запорных арматур, установленных на линейной части эксплуатируемого магистрального нефтепровода. Изобретение направлено на повышение точности испытания, что обеспечивается за счет того, что при испытании на герметичность запорных арматур линейной части магистрального нефтепровода, при котором создают в нефтепроводе давление по ступенчатой диаграмме, наибольшее давление устанавливают в левой, затем в правой крайних секциях, перепады давления между соседними секциями устанавливают равными статическому, обусловленному продольным профилем нефтепровода, а в качестве рабочего агента создания давления испытания используют перекачиваемый продукт. 6 ил.

Изобретение относится к области контроля технологических процессов функционирования трубопроводов, а именно к контролю технического состояния трубопроводов, предназначенных для транспортировки вязких жидкостей. Способ включает измерение уровня жидкости в контролируемом отсеке тоннеля, выполненном в его нижней части, посредством вибрационных датчиков предельного уровня жидкости, установленных на вертикально ориентированной опоре, располагаемой в непосредственной близости от торцевых участков защитных кожухов трубопроводов. Вибрационные датчики размещают на опоре с помощью крепежных элементов один над другим, а напротив опоры изготавливают лоток для аварийного сброса утечек. Техническим результатом является своевременное и надежное предотвращение возможной аварии, позволяющее избежать загрязнения окружающей среды нефтепродуктами в случае протечки трубы. 2 ил.
Изобретение относится к магнитной внутритрубной диагностике и может использоваться в нефтегазовой промышленности при определении координат дефектов металла труб подземных трубопроводов. Маркер состоит из двух маркерных накладок, выполненных из ферромагнитного материала, а именно из предварительно намагниченного композиционного материала с высокими пластическими свойствами, установленных на верх трубопровода с определенным расстоянием между ними. Маркер также содержит вехи с информационным указателем. Накладки фиксируют за счет силы магнитного взаимодействия между накладкой и стальной трубой, а веху с информационным указателем устанавливают в грунт при засыпке трубопровода. Техническим результатом является снижение массы маркера и трудоемкости его установки, а также повышение качества монтажа и надежности его работы.

Изобретение относится, преимущественно, к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к области трубопроводного транспорта углеводородов. В поврежденный трубопровод закачивают раствор пенообразующего вещества на пресной или морской воде с образованием устойчивой грубодисперсной газовой эмульсии с размером пузырьков, обеспечивающим постоянную скорость их всплывания с глубины размещения подводного трубопровода на водную поверхность и не подверженных коалесценции. Определяют координаты места порыва трубопровода по координатам появившейся на водной поверхности локальной зоны - «метки» с явно выраженными характеристиками водной поверхности, отличными от окружающей водной поверхности, с учетом придонных и поверхностных течений в зоне появления «метки» по аналитическим зависимостям. Техническим результатом является повышение точности обнаружения места порыва подводного трубопровода. 10 з.п. ф-лы, 3 табл., 7 ил.

Устройство и фильтр предназначены для обработки воды. Устройство (1) содержит регулятор (2) расхода для управления потоком воды, причем регулятор (2) включает в себя дроссель (6) и противоутечное устройство (12), последовательно сообщающееся по текучей среде с дросселем (6), для прерывания потока, когда перепад давлений между впускным и выпускным отверстиями дросселя (6) меньше заданной величины, фильтр (34) для воды и сумматор потока (28, 29) для прибавления потока воды, прошедшего сквозь фильтр (34) для воды, при этом фильтр (34) сообщается по текучей среде с дросселем (6, 36), чтобы ограничить расход воды максимальным количеством воды, протекающей через фильтр (34) в заданный промежуток времени. Технический результат - снижение расхода воды. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к области испытательной техники и, в частности, к технологии восстановления несущей способности трубопровода. Способ включает в себя лабораторные испытания на удар и растяжение-сжатие по схеме «стресс-теста» цилиндрических образцов с трещиноподобными дефектами, моделирование условий деформирования металла труб под действием внутреннего давления в направлении действия главного напряжения. По результатам испытаний определяют предельную величину деформации, обеспечивающую запас пластичности металла труб в условиях действия кольцевых напряжений, равных 110% предела текучести. С учетом результатов лабораторных испытаний осуществляют испытание участка трубопровода на удар методом «стресс-теста» и восстановление его несущей способности. Напряженно-деформированное состояние и прогнозируемый срок безопасной эксплуатации отремонтированного участка трубопровода определяют расчетным путем. Технический результат - повышение эффективности капитального ремонта трубопровода. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.
Наверх