Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов



Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов

 


Владельцы патента RU 2568808:

Открытое акционерное общество "Газпром нефть" (RU)

Предлагаемое техническое решение предназначено для бесконтактной внетрубной диагностики технического состояния ферромагнитных газовых и нефтяных труб. Техническим результатом изобретения является повышение точности и чувствительности способа и устройства диагностики технического состояния стальных газонефтепроводов. Способ включает измерение компонент постоянного магнитного поля над трубопроводом при перемещении датчиков постоянного магнитного поля вдоль трубопровода, компенсацию влияния на результаты измерений постоянного магнитного поля Земли и математическую обработку измерения на основе составленной из сумм и разностей компонент матрицы градиентов. При этом используют не менее 7-ми трехкомпонентных датчиков постоянного магнитного поля с центральной симметрией и расположением одного датчика в центре симметрии. Определяют суммы и разности одноименных компонент постоянного магнитного поля на основе компонент, измеренных датчиками, расположенными в крайних точках от центра симметрии, и разностей одноименных компонент, измеренных датчиком, расположенным в центре симметрии и датчиками, расположенными в крайних точках от центра симметрии вдоль каждой из трех ортогональных осей координат. После определения компонент постоянного магнитного поля используют тензорную обработку матриц градиентов с вычислением матрицы первых производных магнитной индукции и матрицы вторых производных магнитной индукции, при этом сопоставляют параметры вторых производных сигналов магнитных полей помех, магнитного поля трубы и магнитных полей дефектов и вычисляют геометрические характеристики аномалообразующих объектов в трубопроводе. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Предлагаемое техническое решение предназначено для бесконтактной внетрубной диагностики технического состояния ферромагнитных газовых и нефтяных труб. Предложение особенно эффективно при диагностике промысловых и транспортных труб малого и среднего диаметра (100-500 мм), а также при дефектоскопии стальных и чугунных металлоконструкций.

Известен способ прогнозирования течей в трубопроводах (патент РФ №2062394, МПК F17D 5/02, приоритет от 01.06.1993, опубл. 20.06.1996), включающий измерение градиента горизонтальной составляющей магнитного поля трубопровода, ориентированной вдоль его оси, и измерение отношения вертикальной и горизонтальной составляющих. По проведенным измерениям получают модули характеристических параметров трубопровода, сравнивают их значения на границах дискретных участков, по максимальным значениям модулей градиентов определяют местоположение прогнозируемой течи, а по отношению составляющих определяют вид и размеры дефекта.

Недостатками данного способа являются ограниченные возможности идентификации дефектов с незначительными напряжениями, необходимость существенного приближения датчиков поля к объекту измерений, зависимость выявляемых аномалий от геометрических характеристик условий измерений, необходимость предварительного трассирования трубопроводов и, следовательно, повышение трудозатрат и снижение точности привязки выявляемых дефектов.

Известен также способ контроля и обнаружения дефектов на трубопроводах из ферромагнитных материалов (патент РФ №2294482, МПК F17D 5/02, G01N 27/82, приоритет от 18.10.2005, опубл. 27.03.2007). Способ основан на измерении абсолютной величины модуля и/или градиента модуля магнитной индукции, предусматривает построение графиков этих величин, получение для выбранных участков средних значений этих величин, вычисление среднеквадратичных отклонений этих величин от их средних значений, выделение участков, для которых отклонение в два и более раз превышает среднеквадратичное, определение на местности участков, соответствующих выделенным на графиках, и проведение на этих участках работ методами неразрушающего контроля. При реализации способа необходимо соблюдение одинакового расстояния между датчиками (преобразователями) магнитной индукции или незначительное отклонение от этого равенства и постоянство глубины погружения трубопровода.

Недостатками применения устройства являются пропуск локальных аномалий от дефектов, магнитные моменты которых ориентированы не оптимально по отношению к датчикам поля, и зависимость результатов диагностики от глубины погружения трубопровода, т.к. практически невозможно обеспечить одинаковое расстояние между осью трубопровода и датчиками, вследствие чего возникают ошибки при ранжировании аномалий, необходимость предварительного трассирования и, следовательно, снижение производительности работ и точности привязки аномалий.

Известен также «Магнитный локатор дефектов и повреждений труб» (патент РФ №2005139236, МПК G01N 27/82, приоритет 12.15.2005, опубл. 06.27.2007). Магнитный локатор включает измерительные катушки и два постоянных магнита. Полезный эффект достигается за счет использования измерительных катушек седлообразной формы. Недостатками предложенного локатора является необходимость существенного приближения локатора к трубопроводу и отсутствие контроля расстояния между локатором и трубопроводом.

Известен способ бесконтактного выявления местоположения и характера дефектов металлических сооружений и устройство для его осуществления (патент РФ №2264617, МПК G01N 27/82, G01V 3/08, приоритет от 23.05.2001, опубл. 20.11.2005). Способ включает измерение индукции постоянного магнитного поля над трубопроводом, перемещение датчиков и аппаратуры вдоль трубопровода, измерение магнитного поля в прямоугольных координатах двумя трехкомпонентными датчиками, составление элементов тензора градиентов постоянного магнитного поля, обработку полученной информации путем матричного преобразования, определение фоновых значений и отклонений от этих значений. По отличию отклонений на заданную критериальную величину от фоновых значений судят о наличии и местоположении дефектов трубопроводов и строят магнитограмму с указанием местоположения дефектов.

Использование данного способа так же, как и предыдущего, приводит к пропуску аномалий при неоптимальной ориентации магнитного момента дефекта и датчиков поля. В известном способе не учитывается также фактическая невозможность получения тензора градиентов по измерениям двумя трехкомпонентными датчиками. Во-первых, использование двух-пятикомпонентных датчиков не обеспечивает получение полной матрицы тензора градиента, поскольку в этом случае не получается полный набор компонент, т.к. минимально-необходимое количество трехкомпонентных датчиков равно шести. Во-вторых, не все компоненты тензора могут быть получены с необходимой точностью, и поэтому матричные преобразования приводят к большим погрешностям. Недостатком известного способа является также необходимость предварительного трассирования трубопроводов, что приводит к повышению трудозатрат и снижению точности привязки выявляемых дефектов.

Известен способ диагностики технического состояния подземных трубопровода и устройство для его осуществления, описанные в патенте РФ №2453760 от 18.12.2009 г. Известный способ включает измерение компонент постоянного магнитного поля над трубопроводом не менее, чем в шести точках пространства над трубопроводом, при перемещении трехкомпонентных датчиков поля вдоль трубопровода, математическую обработку измерения и по полученным данным идентификацию и ранжирование особенностей технического состояния трубопроводов. Для лучшей геометризации трубопровода при перемещении датчиков поля вдоль трубопровода используют возбуждаемые с помощью специальных устройств переменные магнитные поля, измеряют расстояние от датчиков до проекции оси трубопровода на дневную поверхность, индицируют величину и направление удаления датчиков от проекции оси трубопровода, на основании чего оператор корректирует путь перемещения вдоль трубопровода.

Известное устройство включает узел датчиков постоянного магнитного поля, состоящий по меньшей мере из шести трехкомпонентных датчиков, полевой компьютер и блок сбора данных и управления (БСДУ).

Недостатками данного способа и устройства являются ошибки в интерпретации результатов измерений из-за больших конструктивных размеров датчиков. Реальные дистанционные измерения проводятся в существенно неоднородном магнитном поле. Получаемые в этом случае разности одноименных компонент поля не являются градиентами поля в математическом и физическом смыслах, так как градиенты должны получаться на основе бесконечно малого расстояния между трехкомпонентными датчиками.

Глубина погружения промыслового трубопровода в основном составляет 1-2 метра, а размеры базы датчиков, используемых для получения разностей компонент поля, в современных конструктивах составляют 0,8-1 метр (См., например, Е.И. Крапивский, В.О. Некучаев. Дистанционная магнитометрия газонефтепроводов, учебное пособие, Ухта: УГТУ, 2011, стр. 76-78). В этом случае происходит смещение рабочей (средней) точки базы датчиков, и результаты интерпретации могут содержать существенные ошибки.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по совокупности существенных признаков является «Способ и устройство диагностики технического состояния подземных трубопроводов» по патенту РФ №2504763, приоритет от 12.09.2012 г., МПК G01N 27/82, опубл. 20.01.2014 г., который выбран в качестве прототипа.

Известный способ включает измерение компонент постоянного магнитного поля над трубопроводом не менее чем в шести точках пространства над трубопроводом, при перемещении трехкомпонентных датчиков поля вдоль трубопровода, математическую обработку измерения и по полученным данным - идентификацию и ранжирование особенностей технического состояния трубопроводов. Компенсацию влияния на результаты измерений постоянного магнитного поля Земли производят путем подключения к каждому из датчиков компенсационных обмоток, включенных для каждой из одноименных компонент датчиков последовательно и навстречу друг другу, причем измерительные обмотки трехкомпонентных датчиков каждой из одноименной компонент подключают таким образом, что выходной сигнал датчиков равен сумме или разности компонент, на основе которых проводят математическую обработку измерений. В качестве математической обработки используется тензорная обработка матрицы градиентов, проведенная на основе результатов измерений, с получением линейных, квадратичных и кубических инвариантов и компонент магнитных моментов магнитных аномалий дефектов, причем при обработке измерений исключаются из обработки интервалы записи измерений, превышающие время действия перегрузок, определяемое по превышению амплитуд пороговых значений измеряемых сигналов.

Кроме того, дополнительно для датчиков, находящихся вдоль оси, ориентированной параллельно поверхности земли и перпендикулярно трубопроводу, получают разность модулей компонент и на основе знака и величины этой разности подают речевые указания оператору по направлению движения.

Недостатки прототипа:

- неопределенность точки записи всей установки вследствие смещения продольного датчика магнитного поля относительно вертикального на величину размера приемного продольного преобразователя, что затрудняет интерпретацию полевых наблюдений и препятствует точной привязке полевых наблюдений;

- невозможность получения градиентов компонент поля и градиентов модулей измеряемых полей (первых и вторых производных) относительно центра установки, что снижает чувствительность установки при фиксации дефектов на трубопроводах;

- асимметричная конструкция системы горизонтальных и вертикальных датчиков, которая не позволяет получать параметры матрицы градиентов с необходимой точностью;

- невозможность получения несмещенных оценок вторых производных компонент поля;

- сильное влияние на информативность измерений высокого уровня технических и физических магнитных помех, вызванных магнитной неоднородностью труб, обилием вставок, кранов, задвижек, маркеров, пикетов, обрывков тросов, «пригрузов» и других металлических и железобетонных предметов в околотрубном пространстве, создающих маскирующие магнитные поля, затрудняющее выделение дефектов на их фоне.

Задачами изобретения являются разработка такого способа диагностики технического состояния подземных трубопроводов и устройства для его осуществления, которые бы позволили повысить информативность и точность дефектоскопии.

При решении этих задач предлагается:

- исключить смещение продольного датчика магнитного поля относительно вертикального и, тем самым, с учетом совмещения геометрических центров магнитного поля обеспечить однозначную и более точную привязку полевых наблюдений,

- обеспечить техническую возможность измерения одноименных компонент горизонтальных и вертикальных датчиков магнитного поля при соблюдении их соосности,

- обеспечить техническую возможность измерения градиентов компонент поля и их модулей относительно центра установки,

- обеспечить симметричность конструкции системы горизонтальных и вертикальных датчиков и, соответственно, обеспечить повышение точности получения параметров матрицы градиентов компонент поля,

- получать с более высокой точностью несмещенные оценки модулей, градиентов модулей, их первых и вторых производных,

- ослабить влияние на информативность измерений технических и физических магнитных помех, вызванных магнитной неоднородностью труб, а также повысить надежность и точность разделения полей дефектов и полей помех.

Техническим результатом изобретения является повышение точности и чувствительности способа и устройства диагностики технического состояния подземных трубопроводов, в том числе, для фиксации дефектов на промысловых и транспортных трубах малого диаметра, повышение точности привязки результатов измерений к положению трубопровода, а также повышение надежности и точности разделения полей дефектов и полей помех.

Технический результат достигается за счет того, что в способе бесконтактной диагностики технического состояния подземного трубопровода, включающем измерение компонент постоянного магнитного поля над трубопроводом при перемещении датчиков постоянного магнитного поля вдоль трубопровода, компенсацию влияния на результаты измерений постоянного магнитного поля Земли и математическую обработку измерения на основе составленной из сумм и разностей компонент матрицы градиентов, предлагается:

- при измерениях компонент постоянного магнитного поля использовать не менее 7-ми трехкомпонентных датчиков постоянного магнитного поля с центральной симметрией и расположением одного датчика в центре симметрии, при этом по одной прямой вдоль каждой из трех ортогональных координатных осей размещают не менее трех трехкомпонентных датчиков, настроенных таким образом, чтобы одноименные компоненты магнитного поля в каждом из датчиков вдоль одинаковых осей датчиков были соосны, в ортогональных датчиках одноименные компоненты вдоль одинаковых осей датчиков параллельны, а разноименные компоненты ортогональны и образовывали правостороннюю систему координат,

- определять суммы и разности одноименных компонент постоянного магнитного поля на основе компонент, измеренных датчиками, расположенными в крайних точках от центра симметрии, и разностей одноименных компонент, измеренных датчиком, расположенным в центре симметрии и датчиками, расположенными в крайних точках от центра симметрии вдоль каждой из трех ортогональных осей координат,

- в качестве математической обработки после определения компонент постоянного магнитного поля использовать тензорную обработку матриц градиентов с вычислением матрицы первых производных магнитной индукции и матрицы вторых производных магнитной индукции, при этом сопоставляют параметры вторых производных сигналов магнитных полей помех, магнитного поля трубы и магнитных полей дефектов и вычисляют геометрические характеристики аномалообразующих объектов в трубопроводе.

Также дополнительными отличиями являются:

- перемещение датчиков поля вдоль трубопровода производят по крайней мере дважды, последовательно на ограниченных по протяженности участках, а вычисление геометрических характеристик аномалообразующих объектов производят на основе первичных и повторных наблюдений;

- после выявления участков трубопровода с аномалообразующими объектами производят непрерывное их сканирование с помощью магнитного дефектоскопа и далее в этих областях проводят уточняющие работы на основе ультразвукового толщиномера, фиксируя локальные зоны коррозии, например зоны питтинговой коррозии.

При проведении диагностических работ с предлагаемым устройством бесконтактной диагностики выявление и ранжирование дефектов производят на фоне помех, создаваемых подвижками датчиков в магнитном поле Земли. Эти помехи по амплитуде, протяженности, частотному спектру нередко аналогичны диагностируемым дефектам. Поэтому повторное выявление характерных особенностей магнитного поля при втором проходе существенно повышает вероятность выявления дефектов. Кроме того, повтор прохода на участках ограниченной протяженности облегчает привязку наблюдений и делает обработку и интерпретацию более достоверной.

Для повышения скорости, надежности и точности выявления зон утонения стенок металла трубопровода производят также непрерывное сканирование участков, выявленных по особенностям наземного аномального магнитного поля с помощью предлагаемого способа, причем сканирование производят с помощью магнитного дефектоскопа, например, Pipescan Magnetic Flux Leakage Inspection System, позволяющего фиксировать области утечки магнитного потока, и далее в этих областях проводят уточняющие работы на основе ультразвукового толщиномера, например, Panametrics MG-2, фиксируя локальные зоны коррозии, например зоны питтинговой коррозии.

Таким образом, реализуется методика последовательных приближений и, тем самым, достигается цель повышения скорости, надежности и точности выявления зон утонения стенок металла трубопровода.

Технический результат достигается также за счет того, что в устройстве для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов, содержащем узел датчиков постоянного магнитного поля с компенсационными обмотками и устройствами сложения и вычитания сигналов постоянного магнитного поля, блок сбора данных и управления (БСДУ) и полевой компьютер, предлагается:

- узел датчиков выполнить по меньшей мере из 7-ми трехкомпонентных датчиков постоянного магнитного поля с центральной симметрией и расположением одного датчика в центре симметрии, и по одной прямой вдоль каждой из трех ортогональных координатных осей расположено не менее трех трехкомпонентных датчиков, настроенных таким образом, чтобы одноименные компоненты магнитного поля в каждом из датчиков вдоль одинаковых осей датчиков были соосны, в ортогональных датчиках одноименные компоненты вдоль одинаковых осей датчиков параллельны, а разноименные компоненты ортогональны и образовывали правостороннюю систему координат,

- при этом к каждой паре датчиков, расположенных в крайних точках от центра симметрии, подключить, соответственно, трехсекционную компенсационную обмотку и трехканальные устройства сложения и вычитания сигналов постоянного магнитного поля, а к соответствующей паре датчиков, расположенных в центре симметрии и датчиков, расположенных в крайних точках от центра симметрии вдоль каждой из трех ортогональных осей координат, подключить трехканальные устройства вычитания, при этом БСДУ содержит по меньшей мере 8 аналого-цифровых преобразователей, входы которых подключены к выходам устройств вычитания и сложения сигналов постоянного магнитного поля по меньшей мере 8 ретранслирующих модулей, связанных с аналого-цифровыми преобразователями и через каналы взаимодействия - с принимающими модулями, выходы которых соединены с формирователем выходных сигналов, который через USB-порт связан с полевым персональным компьютером.

Также дополнительными отличиями устройства является то, что

- в качестве однокомпонентных датчиков могут быть применены феррозондовые или магниторезистивные датчики;

- устройство может включать также наушники, подключенные к полевому компьютеру, который оснащен блоком выработки речевых команд;

Таким образом, предлагаемый способ диагностики технического состояния подземного трубопровода основан на измерении компонент поля и градиентов постоянного магнитного поля в точках околотрубного пространства с использованием системы не менее, чем из 7-ми трехкомпонентных датчиков поля с центральной симметрией и расположением одного датчика в центре симметрии. Способ также предполагает вычисление суммы и разности одноименных компонент на датчиках наиболее удаленных от центра симметрии, и фиксации разностей одноименных компонент относительно их центра симметрии вдоль каждой из трех ортогональных осей координат. В предлагаемом способе производят выявление, идентификацию и ранжирование особенностей технического состояния трубопроводов с использованием геометрических характеристик аномалообразующих объектов, а также параметров хрупкости и жесткости напряженного состояния металла, интенсивности деформаций сдвига, по теориям прочности и пластичности. Для получения этих параметров в качестве математической обработки после вычислений компонент поля используется тензорная и функциональная обработка, т.е. вычисление матрицы градиентов компонент магнитной индукции и величин производных градиентов магнитной индукции, а также первой и второй производной модулей магнитной индукции с последующим вычислением параметров, характеризующих техническое состояние трубопроводов.

В результате, используя измерения нормальных и касательных компонент индукции магнитного поля вдоль вертикальной и горизонтальных осей на основе приемов тензорного анализа на трех ортогональных плоскостях XZ, YZ, XY производят вычисление главных осей компонент матрицы градиентов, компонент матрицы градиентов и их положения в пространстве. Затем производят вычисление первой и второй производной модулей магнитной индукции.

На основе аномалий этих параметров по стандартным статистическим характеристикам (превышение текущей дисперсии над среднеквадратичным отклонением) производят выявление дефектов трубопроводов.

При проведении функциональной обработки, сопоставляя параметры вторых производных сигналов полей помех, поля трубы и полей дефектов, учитывая различие затухания их полей, вычисляют геометрические характеристики аномалообразующих объектов и затем разделяют эффекты, т.е. производят идентификацию выявленных магнитных аномалий.

При проведении функциональной обработки вычисляют величины, пропорциональные интенсивности нормальных (Jn) и касательных (J 2 (DL)) напряжений, модуля антисимметричного тензора (Ja), характеризующего эффекты кручения металла трубопровода и направление оси кручения, параметры разности первых производных магнитной индукции, Ω - характеризующие магнитную неоднородность трубы (по величине отличия rot H и div H от нуля), параметры деформаций сдвига (Г), безразмерные параметры жесткости (Ω 1\3, Ω 1\4) и параметры хрупкости (G1, G2, G3 и G4) напряженного состояния металла трубопровода.

По количеству аномалий, выявленных при тензорной и функциональной обработке записей, оценивают вклад поля дефекта и производят ранжирование выделенных дефектов по степени опасности.

Таким образом, достигается повышение точности, надежности и детальности решения задач бесконтактной диагностики и неразрушающей дефектоскопии подземных трубопроводов, улучшение идентификации и геометризации дефектов металла и изоляции.

Конструкция устройства

1. В каждой из 7-ми точек располагается трехкомпонентный датчик, например, феррозондовый, магниторезистивный или датчик ГМР (гигантский магниторезистивный эффект).

2. Конструкция датчиков обеспечивает расположение не менее трех трехкомпонентных датчиков поля по одной прямой вдоль каждой из трех ортогональных координатных осей.

3. Датчики настроены таким образом, чтобы одноименные компоненты вдоль одинаковых осей датчиков в каждом из преобразователей были соосны, в ортогональных преобразователях одноименные компоненты вдоль одинаковых осей датчиков параллельны, а разноименные компоненты ортогональны и образовывали правостороннюю систему координат.

4. Измерительные обмотки трехкомпонентных датчиков в каждом из преобразователей подключены таким образом, чтобы выходные сигналы преобразователей были равны сумме и разности каждого из соосных датчиков, на основе которых проводят математическую обработку измерений с получением компонент поля в каждой из семи точек.

Перечень чертежей

Фиг. 1 - Пространственная схема узла феррозондовых датчиков.

1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 - трехкомпонентные феррозондовые датчики.

X, Y, Z - оси координат.

Фиг. 2 - Структурная схема устройства для диагностики трубопроводов.

1-7 - трехкомпонентные феррозондовые датчики.

8-10 - трехсекционные компенсационные обмотки.

11-13 - трехкацальные устройства вычитания сигналов поля в крайних точках преобразователей (между точками 1-2, 3-4 и 6-7).

14-16 - трехканальные устройства сложения сигналов поля в крайних точках преобразователей (в точках 1-2, 3-4 и 6-7).

17 - трехканальный датчик перегрузки.

18-23 - устройства вычитания сигналов поля между центральным датчиком и датчиками, расположенными в крайних точках преобразователя, а именно между точками 5-1, 5-2, 5-3, 5-4, 5-6 и 5-7).

24 - БСДУ - блок сбора данных и управления.

25 - Полевой компьютер.

26 - Наушники.

27 - Блок питания.

Фиг. 3 - Блок-схема БСДУ.

28 - Аналоговый выход устройств сложения и вычитания.

29-36 - 8 восьмиканальных плат АЦП.

37-44 - 8 микросхем LVDS (ретранслирующих).

45-52 - 8 интерфейсов (SPI), т.е. каналов связи между LVDS ретранслирующими и LVDS принимающими.

53-60 - 8 микросхем LVDS принимающих.

61 - программируемая логическая интегральная микросхема.

62 - USB последовательный интерфейс передачи данных.

Для осуществления предлагаемого способа необходимо произвести следующие операции.

Измеряют компоненты постоянного магнитного поля при перемещении трехкомпонентного датчика вдоль проекции оси трубопровода на дневную поверхность. В каждый момент измерения отсчеты производятся по крайней мере в семи точках пространства над трубопроводом с помощью датчиков с центральной симметрией.

Необходимость измерений компонент постоянного магнитного поля в семи точках пространства объясняется необходимостью получения диагностических параметров вдоль трех плоскостей (двух вертикальных и одной горизонтальной).

При этом измеряют 27 разностей и 9 сумм одноименных компонент поля между крайними точками преобразователей и между центральной точкой и крайними точками.

Измерение суммы 9-ти компонент постоянного магнитного поля и 27 разностей одноименных компонент индукции производится с помощью узла датчиков постоянного магнитного поля.

В качестве трехкомпонентных датчиков могут быть применены конструкции феррозондовых или магниторезистивных датчиков. В качестве математической обработки после вычислений компонент поля используется тензорная и функциональная обработка, т.е. вычисление матрицы градиентов магнитной индукции и параметров производных градиентов магнитной индукции, а также первой и второй производной модулей магнитной индукции с последующим вычислением параметров, характеризующих техническое состояние трубопроводов.

В результате, используя измерения нормальных и касательных компонент индукции магнитного поля вдоль вертикальной и горизонтальных осей на основе приемов тензорного анализа на трех ортогональных плоскостях, производят вычисление главных осей.

В правосторонней системе координат x, y, z тензор градиентов характеризуется матрицей |Hij|:

С некоторым приближением тензор |Hij| может быть представлен в виде суммы трех поверхностных тензоров на трех плоскостях: xz, yz, xy. После получения главных осей тензоров на плоскостях имеем в каждой из плоскостей xz, yz, xy главные значения тензоров:

Главные оси λ1 и λ2 относятся к плоскости xz,

главные оси λ3 и λ4 относятся к плоскости xy,

главные оси λ5 и λ6 относятся к плоскости yz.

Для однородной трубы без дефектов и без влияния магнитных полей сварных швов

Направление главных осей определяется из соотношений:

Для плоскости xz,

Для плоскости xy,

Для плоскости yz,

Вычисление первой и второй производной модулей магнитной индукции производят по приведенным ниже формулам.

Первые производные (разности модулей) равны (фиг. 1)

Вторые производные

Отношения разностей (вариант 1)

где

Tcp - модуль магнитной индукции в т. 5 (фиг. 1)

Разности разностей модулей (вторые производные - вариант 2):

,

где модули магнитной индукции |Tij| определяются из соотношений:

Т.о. при проведении тензорной обработки на основе аномалий этих параметров (величины и направления главных осей, первой и второй производной компонент и модулей магнитной индукции по стандартным статистическим характеристикам (превышение среднеквадратичного отклонения по критерию 3-х сигма) производят диагностику технического состояния трубопроводов.

При проведении функциональной обработки для повышения достоверности выявления дефектов, сопоставляя компоненты матрицы вторых производных сигналов учитывая различие затухания их полей помех, поля трубы и полей дефектов, разделяют эффекты, т.е. производят идентификацию выявленных магнитных аномалий, вычисляют геометрические характеристики аномалообразующих объектов, например, по вертикальному преобразователю поля по формуле:

,

где h - глубина изучаемого объекта,

l - расстояние между точками (1) и (2), т.е. между точками для которых изучают градиенты.

,

т.е. отношение градиентов в верхней (1) Tверх и нижней (2) Т ниж точках, Тср - модуль поля в средней точке.

Идентификация аномалообразующих объектов производится по величине n. При этом учитывается, что

n=1 для полюса аномалии,

n=0,5 для горизонтального цилиндра,

n=0,3 для вертикального диполя (шара).

Глубина залегания изучаемых объектов, например горизонтальной трубы, определяемая из соотношения:

При проведении функциональной обработки на основе первых производных магнитной индукции вычисляют разности градиентов и величину дивергенции:

Перечисленные выше разности первых производных, величина дивергенции (divH) и ротор (rot H) должны быть равны нулю в потенциальном поле. При суперпозиции полей трубы и поля дефекта поле перестает быть потенциальным и величины дивергенции divH и ротора rot H (разности производных) становятся неравными нулю. Отличие этих параметров от нуля характеризует вклад дефекта.

При проведении функциональной обработки вычисляют величины, пропорциональные интенсивности нормальных (Jn) и касательных (J 2 (DL)) напряжений, модуля антисимметричного тензора (Ja), характеризующего эффекты кручения металла трубопровода и направление оси кручения, параметры деформаций сдвига (Г), безразмерные параметры жесткости (Ω 1\3, Ω 1\4) и параметры хрупкости (G1, G2, G3 и G4) напряженного состояния металла трубопровода по формулам.

Интенсивность нормальных (Jn) напряжений:

Модуль антисимметричного вектора (тензора) ( J 2 a ) :

Интенсивность деформаций сдвига Г:

,

где

,

,

Параметры хрупкого разрушения (по В.Г. Власову и А.А. Дубову «Физическая теория процесса деформации - разрушения». М, 2007. 516 стр.)

µ - коэффициент Пуассона (для стали ~0,3)

В случае течения материала (стали)

Обобщенные параметры жесткости напряженного состояния ( Ω 1 3 и Ω 1 4 ):

,

,

Параметр напряжения (энергетический) (Ω):

Связь энергии формоизменения с касательными напряжениями (Ω):

По количеству и интенсивности выявленных аномалий, по функциональной и тензорной обработки записей оценивают вклад поля дефекта и производят ранжирование выделенных дефектов по степени опасности.

Для практической реализации способа используется устройство, включающее узел трех преобразователей магнитной индукции, состоящий по меньшей мере из семи трехкомпонентных датчиков, полевого компьютера и блока сбора данных и управления (БСДУ), причем БСДУ состоит из восьми канальных плат АЦП, соединенных с восемью ретранслирующими микросхемами LVDS, передающими каналами SPI, приемными микросхемами LVDS, соединенными с программируемой логической интегральной микросхемой ПЛИС, соединенной с последовательным интерфейсом передачи данных USB, дополнительно подключают к каждому из датчиков компенсационные обмотки, включенные для каждой из одноименных компонент датчиков последовательно и навстречу друг другу, измерительные обмотки каждой из одноименных компонент датчиков включают так, что на выходе получают сумму и разность этих компонент, трехкомпонентный датчик, наиболее приближенный к земле, снабжен тремя датчиками перегрузок, причем эти датчики соединены с одной из плат АЦП (описываются связи), причем устройства сложения и вычитания также соединены с платами АЦП.

В качестве трехкомпонентных датчиков могут быть применены конструкции феррозондовых или магниторезистивных модулей. В конструкции устройства также используют наушники, подключенные к полевому компьютеру, который оснащен блоком выработки речевых команд.

Датчики узла преобразователей состоят из семи датчиков постоянного магнитного поля (1-7) (фиг. 1), установленных на концах конструкции из немагнитного материала и в центре ее. Профили, из которых выполнены линейные элементы конструкции, ориентированы вдоль трех пространственных взаимно перпендикулярных осей и имеют общий центр. Четыре трехкомпонентных датчика: первый, второй, третий и четвертый (1-4) расположены в одной плоскости, перпендикулярной трубопроводу, на концах преобразователей (отрезков трубок). Пятый трехкомпонентный датчик (5) расположен в точке пересечения отрезков трубок, на концах которых расположены первые четыре датчика. Первый, второй, пятый, шестой и седьмой датчики (1, 2, 5, 6, 7) расположены в плоскости, параллельной трубопроводу и перпендикулярной поверхности Земли. Третий, четвертый, пятый и шестой и седьмой (3, 4, 5, 6, 7) датчики расположены в плоскости, параллельной поверхности Земли и трубопроводу. Датчики в каждом из преобразователей настроены соосно, с минимальным дисбалансом, и их расположение позволяет измерять разности одноименных компонент поля между крайними точками преобразователей и между центральной точкой и крайними точками, а также измерять сумму одноименных компонент поля между крайними точками преобразователей.

В случае использования феррозондовых датчиков работа устройства (фиг. 2) осуществляется следующим образом.

Феррозондовые датчики 1-7, практически примененные в предложении, являются датчиками активного типа и используют для своей работы ток возбуждения. Ток возбуждения дважды за период доводит ферромагнитные сердечники датчиков до насыщения, за счет чего изменяется потокосцепление намотанной на сердечник измерительной катушки с внешним магнитным полем. В измерительной катушке возникает переменное электрическое напряжение, частота которого в два раза больше частоты тока возбуждения, а амплитуда пропорциональна постоянной составляющей проекции вектора индукции внешнего магнитного поля на магнитную ось датчика. В компенсационных обмотках 8-10 для каждой из одноименных компонент датчиков внешние помехи, в том числе флуктуации магнитного поля Земли, подавляются. Кроме того, исключаются искажения, связанные с нестабильностью частоты возбуждающего поля.

Устройства определения разности одноименных компонент 11-13 формируют сигналы, равные разности этих компонент, а устройства определения суммы 14-16 этих компонент формируют сигналы их суммы. Устройства вычитания 11-13 сигналов поля в крайних точках преобразователей формирует разность сигналов между точками 1-2, 3-4 и 6-7.

Устройства сложения 14-16 формируют сигналы, равные сумме этих компонент в точках 1-2, 3-4 и 6-7, т.е. в крайних точках преобразователей.

Устройства вычитания сигналов поля между центральным датчиком и датчиками 18-23, расположенными в крайних точках преобразователя, а именно между точками 5-1, 5-2, 5-3, 5-4, 5-6 и 5-7. Сигналы от компенсационных обмоток 8-10 подаются через центральный датчик 5 на устройства вычитания 11-13 и 18-23.

Сигналы суммы компонент поля и их разностей подаются на блок БСДУ, где с помощью 8-ми канальных плат АЦП преобразуются в цифровой код. Микросхемой LVDS по каналу связи (интерфейсу) SPI сигналы передаются на принимающую микросхему LVDS и затем на программируемую логическую микросхему ПЛИС. Микросхема ПЛИС формирует сигналы последовательного интерфейса передачи данных USB.

Трехкомпонентный датчик, наиболее приближенный к земле, снабжен тремя датчиками перегрузок 17 (фиг. 2), причем эти датчики соединены с одной из плат БСДУ.

1. Способ бесконтактной диагностики технического состояния подземного трубопровода, включающий измерение компонент постоянного магнитного поля над трубопроводом при перемещении датчиков постоянного магнитного поля вдоль трубопровода, компенсацию влияния на результаты измерений постоянного магнитного поля Земли и математическую обработку измерения на основе составленной из сумм и разностей компонент матрицы градиентов, отличающийся тем, что:
- для измерений компонент постоянного магнитного поля используют не менее 7-ми трехкомпонентных датчиков постоянного магнитного поля с центральной симметрией и расположением одного датчика в центре симметрии, при этом по одной прямой вдоль каждой из трех ортогональных координатных осей размещают не менее трех трехкомпонентных датчиков, настроенных таким образом, чтобы одноименные компоненты магнитного поля в каждом из датчиков вдоль одинаковых осей датчиков были соосны, в ортогональных датчиках одноименные компоненты вдоль одинаковых осей датчиков параллельны, а разноименные компоненты ортогональны и образовывали правостороннюю систему координат,
- определяют суммы и разности одноименных компонент постоянного магнитного поля на основе компонент, измеренных датчиками, расположенными в крайних точках от центра симметрии, и разностей одноименных компонент, измеренных датчиком, расположенным в центре симметрии и датчиками, расположенными в крайних точках от центра симметрии вдоль каждой из трех ортогональных осей координат,
- математическую обработку после определения компонент постоянного магнитного поля осуществляют путем тензорной обработки матриц градиентов с вычислением матрицы первых производных магнитной индукции и матрицы вторых производных магнитной индукции, при этом сопоставляют параметры вторых производных сигналов магнитных полей помех, магнитного поля трубы и магнитных полей дефектов и вычисляют геометрические характеристики аномалообразующих объектов в трубопроводе.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перемещение датчиков поля вдоль трубопровода производят по крайней мере дважды, причем последовательно на ограниченных по протяженности участках, а вычисление геометрических характеристик аномалообразующих объектов в трубопроводе производят на основе первичных и повторных измерений.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после выявления участков трубопровода с аномалообразующими объектами производят непрерывное их сканирование с помощью магнитного дефектоскопа и фиксацию на этих участках с использованием ультразвукового толщиномера локальных зон коррозии, например зоны питтинговой коррозии.

4. Устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземного трубопровода, содержащее узел датчиков постоянного магнитного поля с компенсационными обмотками и устройствами сложения и вычитания сигналов постоянного магнитного поля, блок сбора данных и управления (БСДУ) и полевой компьютер, отличающееся тем, что:
- узел датчиков состоит по меньшей мере из 7-ми трехкомпонентных датчиков постоянного магнитного поля с центральной симметрией и расположением одного датчика в центре симметрии и по одной прямой вдоль каждой из трех ортогональных координатных осей расположено не менее трех трехкомпонентных датчиков, настроенных таким образом, чтобы одноименные компоненты магнитного поля в каждом из датчиков вдоль одинаковых осей датчиков были соосны, в ортогональных датчиках одноименные компоненты вдоль одинаковых осей датчиков параллельны, а разноименные компоненты ортогональны и образовывали правостороннюю систему координат,
- при этом к каждой паре датчиков, расположенных в крайних точках от центра симметрии, подключены соответственно трехсекционная компенсационная обмотка и трехканальные устройства сложения и вычитания сигналов постоянного магнитного поля, а к соответствующей паре датчиков, расположенных в центре симметрии и датчиков, расположенных в крайних точках от центра симметрии вдоль каждой из трех ортогональных осей координат, подключены трехканальные устройства вычитания, при этом БСДУ содержит по меньшей мере 8 аналого-цифровых преобразователей, входы которых подключены к выходам устройств вычитания и сложения сигналов постоянного магнитного поля по меньшей мере 8 ретранслирующих модулей, связанных с аналого-цифровыми преобразователями и через каналы взаимодействия - с принимающими модулями, выходы которых соединены с формирователем выходных сигналов, который через USB-порт связан с полевым персональным компьютером.

5. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что в качестве трехкомпонентных датчиков использованы феррозондовые или магниторезистивные датчики.

6. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что оно снабжено наушниками, подключенными к полевому компьютеру, который оснащен блоком выработки речевых команд.



 

Похожие патенты:

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

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

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

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

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

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано для определения фактической величины тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях системы теплоснабжения подземной прокладки в режиме эксплуатации.
Изобретение относится к области теплоэнергетики и касается вопросов контроля эксплуатационного состояния тепловых сетей, и решает задачу по формированию программ ремонтно-профилактических работ на участках тепловых сетей.
Способ предназначен для совместной обработки данных диагностирования по результатам пропуска комбинированного внутритрубного инспекционного прибора. Способ включает определение дефектов ультразвуковым и магнитным методами, при котором, оператору в каждый момент времени предоставляют результаты инспекции на двух экранах мониторов одновременно, причем результаты инспекции приводят к точке отсчета, имеющей одну и ту же дистанцию и угловое положение отображения реальной точки трубопровода.

Устройство аварийного перекрытия трубопровода содержит корпус 1, клапан 2, седло 3 клапана и механизм возврата клапана. Корпус оснащен подающим 4 и расходным 5 патрубками для подключения к подающему и расходному участкам трубопровода.

Предлагается способ, выполняемый в реальном времени, и динамическая логическая система для повышения эффективности работы трубопроводной сети. Система и способ осуществляют контроль работы трубопроводной сети, генерацию сигналов тревоги в ответ на различные уровни дестабилизирующих событий в трубопроводе, управляют генерацией сигналов тревоги на основе известных эксплуатационных событий и условий, диагностируют потенциальный источник обнаруженных дестабилизирующих событий и управляют работой трубопровода.

Изобретение относится к магнитной внутритрубной диагностике и может найти применение в нефтегазовой промышленности при определении координат дефектов металла труб подземных трубопроводов. Маркер состоит из маркерной накладки, выполненной из материала с высокими пластическими свойствами, фиксируемой за счет силы магнитного взаимодействия между накладкой и стальной трубой, устанавливаемой на верх трубопровода, вехи с информационным указателем, выходящей на дневную поверхность, при этом применяется одна накладка, содержащая магниты, расположенные на поверхности накладки таким образом, что магнитограмма сканирования накладки содержит код, позволяющий идентифицировать маркер, при этом магниты могут обладать разными магнитными моментами, а код может отображаться как буква, цифра, знак или их сочетание. Технический результат заключается в однозначности идентификации маркера на магнитограмме и сниженной трудоемкости монтажа маркера на трубопроводе. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области обслуживания магистральных трубопроводов и может быть использовано для диагностики состояния трубопроводов в процессе их эксплуатации. Робот выполнен в виде аэродинамического тела с пропеллером, выполненного с возможностью расположения внутри трубы газопровода, на поверхности которого расположен узел перемещения, выполненный в виде не менее трех шайб. На каждой шайбе закреплено не менее трех узлов подвески, каждый узел подвески развернут на 120° относительно друг друга, установлен с возможностью упора в стенки трубы газопровода. Первая и третья шайбы жестко закреплены на концах аэродинамического тела, а вторая установлена с возможностью перемещения. На второй шайбе закреплены постоянные магниты, а на первой и третьей установлены видеокамеры. При этом внутри аэродинамического тела расположены соединенные блок перемещения, блок энергообеспечения, блок управления, блок диагностики и блок связи. Техническим результатом является повышение достоверности результатов диагностики и надежной работы робота. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

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

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

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

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

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

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