Способ контроля состояния длинномерного объекта и устройство для его осуществления

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для контроля параметров длинномерных объектов и протяженных участков в различных средах. Информационно-измерительный оптоволоконный кабель, имеющий четыре чувствительные оптоволоконные пары, каждая из которых содержит два параллельно протянутых и контактирующих между собой по общей образующей цилиндрических кварцевых стекловолокна, помещенных в общую светоотражающую оболочку, закрепляют на поверхности всех устройств нефтегазопровода. Генерируют и подают оптические импульсы на вход опорного канала каждой чувствительной пары, получают оптические сигналы на выходах всех пар кабеля и осуществляют их фотопреобразование в электрические сигналы, затем синхронно детектируют, интегрируют, усиливают и преобразуют эти электрические сигналы в пространственно-временные распределения кривизны, изгибающих сил, полей вибраций и температуры вдоль магистрального нефтегазопровода. Для осуществления указанных операций используется устройство, в состав которого входит импульсный когерентный лазер, подключенный через оптический усилитель и оптический разъем на вход информационно-измерительного оптоволоконного кабеля, последовательно закрепленного на поверхностях всех устройств магистрального нефтегазопровода, а выход кабеля также через оптический разъем и блок фотоприемников, подключен к входу демодулятора, выход которого связан с последовательно соединенными блоком аналого-цифровых преобразователей (АЦП), процессором быстрого преобразования Фурье (БПФ), вычислительным устройством и видеотерминалом, причем второй выход блока АЦП непосредственно подключен ко второму входу вычислительного устройства, третий вход которого соединен с выходом дополнительно установленной буферной памяти. Технический результат - повышение точности и селективности контроля за счет расширения диапазона данных при контроле состояния магистрального нефтегазопровода. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 11 ил.

 

Предложение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для контроля параметров длинномерных объектов. Под длинномерными объектами понимаются твердые тела, один из основных размеров которых, например, длина значительно /на много порядков/ превышает поперечный размер объекта. Физико-механические характеристики этих объектов контролируются вдоль заданной координаты, обычно продольной оси или образующей поверхности объекта цилиндрической формы. К таким объектам прежде всего относятся магистральные нефтегазопроводы, состоящие из трубопроводов с арматурой и связанных с ними нефтегазоперекачивающих станций и накопительных емкостей, обеспечивающих приемку, транспортировку, сдачу нефти и газа потребителям, или перевалку на другой вид транспорта /см. «Экологический словарь» или Алиев Р.А. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1988, с. 10-11/.

Известно техническое решение, описанное в патенте RU 2568416 «Способ контроля поля вибраций и устройство для его осуществления» авторов Горшкова Б.Г., Зазирного Д.В., Вдовенко В.С., Зазирного М.В., опубликованном 20 ноября 2015 г.

Изобретение относится к информационно-измерительным системам и может применяться для вибромониторинга протяженных /в том числе магистральных трубопроводов/, площадных или объемных объектов. По этому способу оптическое волокно /измерительную волноводную линию - ИВЛ/ размещают в механической связи с контролируемым объектом и генерируют оптические импульсы длительностью Т. Осуществляют фотоприем рассеянного в обратном направлении оптического излучения и разделяют сигналы фототока по виртуальным каналам дальности. Определяют значения амплитуды сигналов фототока и осуществляют их коррекцию с учетом выявленного уровня шума. Устройство, реализующее способ, содержит оптическое волокно, импульсный источник лазерного излучения, ответвитель или циркулятор с оптическим волокном. Блок оценки уровня шума в каждом из сигналов и последующей коррекции амплитуды выполнен в виде подключенного к ответвителю или циркулятору фотоприемника, связанного с вычислителем через аналого-цифровой преобразователь сигнала фототока. Технический результат - повышение достоверности результатов мониторинга путем выравнивания чувствительности по виртуальным каналам дальности, что выражается в снижении вероятности ложных срабатываний при обнаружении вибрационных воздействий и/или повышении вероятности правильного обнаружения таких воздействий.

По сути, в этом способе и устройстве с помощью метода оптической рефлектометрии в ИВЛ, выполненной в виде оптоволоконного кабеля, расположенного в грунте рядом с магистральным трубопроводом, осуществляется контроль полей вибраций, излучаемых при авариях трубопровода /разрывах, утечках/ и несанкционированном доступе к нему /приближении строительной техники-экскаваторов и бульдозеров, откапывании трубопровода, незаконных врезках/ в охранном периметре.

Также известно техническое решение, описанное в патенте RU 2552222 «Способ измерения температурного распределения в объекте и устройство для его осуществления» авторов Горшкова Б.Г., Зазирного Д.В. и Зазирного М.В., опубликованном 10 июня 2015 г.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для распределенного измерения температуры в нефтяной, газовой промышленности, в электроэнергетике и так далее. Согласно заявленному способу в ИВЛ регистрируют обратно рассеянное излучение на длине волны антистоксова комбинационного рассеяния с определением интенсивности антистоксова рассеяния излучения Ia. В процессе регистрации обратно рассеянного излучения на длине волны антистоксова комбинационного рассеяния дополнительно определяют интенсивность рэлеевского рассеяния излучения Ip от указанного импульсного оптического излучения. Последовательно во времени при генерировании вторым лазером импульсного оптического излучения проводят регистрацию обратно рассеянного излучения на длине волны антистоксова комбинационного рассеяния с определением интенсивности рэлеевского рассеяния излучения Ipa. Температуру Т определяют из отношения интенсивности антистоксова рассеяния излучения к интенсивности рэлеевского рассеяния излучения Ia/Ip, скорректированного с учетом интенсивности рэлеевского рассеяния излучения Ipa с условием, что температура Т пропорциональна математическому выражению. Технический результат - повышение чувствительности и точности измерений распределенного измерителя температуры при одновременном упрощении его конструкции.

По сути, в этом способе и устройстве с помощью метода оптической рефлектометрии в ИВЛ, выполненной в виде волоконно-оптического кабеля, расположенного в грунте рядом магистральным трубопроводом или буровой скважине, осуществляется контроль полей температур.

Главными общими недостатками двух вышеописанных способов и реализующих их устройств является то, что они:

- не позволяют предотвратить, а только выявить и зафиксировать происхождение аварий трубопровода магистрального нефтегазопровода;

- имеют узкие функциональные возможности и не позволяют одновременно с полями вибраций и температур контролировать распределения такого важного физико-механического параметра длинномерного объекта /в данном случае магистрального нефтегазопровода/, как распределения кривизны трубопровода и поверхностей накопительных емкостей, определяющих их напряженно-деформированное состояние, усталостную прочность и действующие нагрузки.

Известно также техническое решение, описанное в патенте RU 2141102 «Диагностическая система с оптическими датчиками /варианты/» авторов Данфи Джеймса P. (US) и Фалковича Кеннита П. (US), опубликованном 10 ноября 1999 г. В этом изобретении система используется для детектирования механических деформаций и перепадов температур. Система включает перестраиваемый узкополосный источник светового излучения, генерирующий световое излучение с переменной длиной волны, направляя его в светопроводящее волокно. По длине волокна расположены отражательные датчики, например, типа решеток Брэгга. Датчики пропускают световое излучение с длиной волны, соответствующей пропускным минимумам этих датчиков и изменяющейся под влиянием действующего на них возмущения. Контур перестройки длины волны управляет перестраиваемым источником света, обеспечивая сканирование генерируемого светового излучения в заранее определенной области длин волн с целью индивидуального освещения каждого датчика светом с длиной волны, соответствующей его пропускному минимуму. Мощность этого пропускаемого датчиками светового излучения преобразуется детектором в электрический сигнал, который обрабатывается контуром обработки сигналов. Контур обработки сигналов выявляет провалы профиля мощности светового излучения, воспринятого детектором, вырабатывает выходные сигналы, несущие информацию о параметрах возмущения, действующего на каждый датчик. Система может быть разомкнутой без обратной связи для измерения статических деформаций или замкнутой с обратной связью для отслеживания изменения статических деформаций и измерения динамических деформаций. Система может также применяться по схеме Фабри-Перо, обеспечивая при этом очень высокую чувствительность к деформациям. Система может переключаться на работу в режиме отражения или режиме пропускания светового излучения датчиками. Основными недостатками указанной системы являются ее сложность и как следствие - низкая надежность, а также узкие функциональные возможности из-за низкой точности и селективности контроля вследствие малого количества контролируемых параметров - только механических деформаций в одной плоскости и перепадов температур. Причем контроль этих физико-механических величин осуществляется не одновременно.

Наиболее близким по технической сущности к заявленному здесь техническому решению является изобретение, описанное в патенте SU 1742615 «Способ контроля состояния длинномерного объекта и устройство для его осуществления» авторов Михеева С.М., Земерова В.Н. и Елшанского П.В., опубликованном 23 июня 1992 г.

В указанном патенте представлен способ контроля состояния длинномерного объекта, заключающийся в том, что в зоне контроля размещают протяженный канал передачи волновой энергии, измеряют параметры последней и по ним определяют физико-механические данные о состоянии объекта и их распределение в зоне контроля, отличающийся тем что, с целью повышения точности контроля и расширения диапазона данных, канал передачи волновой энергии выполняют в виде волновода, фиксируют моды колебаний указанной энергии, формируют по крайней мере одну из них в качестве опорно-информативной, с ее учетом выделяют из указанных мод наиболее информативные по указанным физико-механическим данным и измеряют параметры каждой из них. За параметры мод принимают амплитудно-фазочастотные характеристики их передачи по волноводу и реакцию этих характеристик на изменение формы, структуры объекта и окружающих давления и температуры.

Устройство для контроля состояния длинномерного объекта, содержащее источник модулированной волновой энергии, канал передачи волновой энергии и демодулятор, отличающееся тем, что с целью повышения точности контроля оно снабжено двумя пространственными фильтрами, один из которых включен между выходом источника модулированной волновой энергии и входом канала передачи волновой энергии, а второй пространственный фильтр - между входом демодулятора и выходом канала передачи волновой энергии, который выполнен в виде многомодового протяженного волновода прямоугольного или круглого сечения или их сочетаний, а демодулятор выполнен в виде подключенных к выходам второго пространственного фильтра двух синхронных детекторов, интегратора, подключенного к выходу одного из них, и связанного с выходами интегратора, второго синхронного детектора и операционного усилителя. Дополнительно устройство, описанное выше, снабжено гетеродинным преобразователем частот сигналов, включенным между выходами второго пространственного фильтра и входами синхронных детекторов.

Основными недостатками указанного изобретения являются узкие функциональные возможности способа и устройства для его осуществления из-за низкой точности и селективности контроля вследствие малого количества одновременно контролируемых параметров - только распределений кривизны длинномерного объекта в одной плоскости, а также полей статического давления и температуры. Для современного контроля состояния такого сложного динамического длинномерного объекта, как магистральный нефтегазопровод, этих данных явно недостаточно, так как в состав этого объекта кроме протяженного трубопровода входят накопительные емкости и насосные или компрессорные станции. Все эти устройства являются источниками полей вибраций, которые характеризуют техническое состояние магистрального нефтегазопровода. Входящие в его состав устройства находятся под воздействием внешних сил не только в вертикальной, но и горизонтальной плоскости. В данном случае, с помощью измерения и анализа спектров вибраций внешних воздействий решается еще одна важная задача - предотвращение несанкционированного доступа к магистральному нефтегазопроводу. Одновременное решение вышеперечисленных задач с помощью представленного здесь способа контроля необходимого и достаточного количества распределенных физико-механических характеристик длинномерного объекта позволяет достигнуть главную цель предложенного изобретения - предотвратить аварии магистральных нефтегазопроводов.

Цель настоящего изобретения (группы технических решений, связанных между собой единым изобретательским замыслом) является разработка такого способа контроля состояния длинномерного объекта и такого устройства для его осуществления, которые позволили бы повысить точность и селективность контроля за счет расширения диапазона данных при контроле состояния магистрального нефтегазопровода путем одновременного измерения распределений кривизны трубопровода и поверхностей накопительных емкостей в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а также полей вибраций и температуры вдоль всех устройств магистрального нефтегазопровода,

Технический результат в отношении объекта изобретения - способа достигается тем, что в соответствии с предложенным способом контроля состояния длинномерного объекта с помощью волновода, выполненного в виде информационно-измерительного оптоволоконного кабеля, размещенного вдоль магистрального нефтегазопровода, для измерения распределений кривизны трубопровода, а также поверхностей накопительных емкостей в вертикальной и горизонтальной плоскостях, в указанном кабеле по всей его длине L помещают по крайней мере две, ортогонально расположенные оптоволоконные пары, каждая из которых содержит два параллельно протянутых и контактирующих между собой по общей образующей цилиндрических кварцевых стекловолокна, одно из указанных волокон является опорно-информационным каналом n1, а второе - измерительным каналом n2 с разными показателями преломления n1>n2, помещенных в общую светоотражающую оболочку, при этом сам информационно-измерительный оптоволоконный кабель последовательно закрепляют на поверхности всех устройств, входящих в состав магистрального нефтегазопровода, генерируют последовательность когерентных оптических импульсов длительностью Т=L/V, где V - скорость света в стекловолокне опорно-информационного канала n1 с шириной спектра порядка 1/Т и временным интервалом T1 между импульсами, подают указанные импульсы на вход каждого стекловолокна опорно-информационного канала n1 информационно-измерительного оптоволоконного кабеля длиной L, большей длины указанного нефтегазопровода, усиливают оптические сигналы во всех каналах информационно-измерительного оптоволоконного кабеля, получают оптические сигналы на выходах всех каналов указанного кабеля и осуществляют их фотопреобразование в электрические сигналы, затем синхронно детектируют, интегрируют, усиливают и преобразуют эти электрические сигналы в цифровую форму, далее по измеренным распределениям кривизны производят ее масштабное преобразование в пространственно-временные распределения изгибающих сил, действующих на трубопровод и накопительные емкости в горизонтальной и вертикальной плоскостях и, сравнивая полученные физико-механические характеристики текущего состояния магистрального нефтегазопровода с эталонными физико-механическими характеристиками, принимают решение о состоянии трубопровода и накопительных емкостей контролируемого магистрального нефтегазопровода.

Способствует достижению технического результата то, что:

- механический светопроводящий контакт в каждой оптоволоконной паре между цилиндрическими кварцевыми стекловолокнами n1 и n2 обеспечивают прижатием волокон друг к другу за счет действия упругих сил сжатия их, например, акриловой светоотражающей оболочкой, или с помощью сварки указанных волокон, или созданием между ними светопрозрачной перегородки, расположенной параллельно продольной оси информационно-измерительного оптоволоконного кабеля;

- для снижения погрешности измерения кривизны трубопровода информационно-измерительный оптоволоконный кабель закрепляют вдоль верхней образующей цилиндрической поверхности линейных и нелинейных участков трубопровода таким образом, чтобы плоскости максимальной чувствительности измерений кривизны трубопровода находились в вертикальной и горизонтальной плоскостях;

- с целью контроля распределения кривизны поверхностей накопительных емкостей магистрального нефтегазопровода, информационно-измерительный оптоволоконный кабель закрепляют на этих поверхностях вдоль ломаной линии, образующейся от пересечения каждой поверхности накопительной емкости вертикальной диаметральной плоскостью;

- для повышения точности оценки напряженно-деформированного состояния и усталостной прочности трубопровода, а также и накопительных емкостей магистрального нефтегазопровода осуществляют контроль распределения поля температуры их поверхностей за счет размещения в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле дополнительной пары параллельно расположенных и контактирующих между собой по общей образующей цилиндрических кварцевых стекловолокна с одинаковыми показателями преломления n1=n2, при этом цилиндрическое кварцевое стекловолокно измерительного канала n2 выбирают с линейной зависимостью диэлектрической проницаемости стекловолокна, помещенного в светоотражающую оболочку, ε от температуры, например, иттербиево активное кварцевое волокно со степенью легирования редкоземельными ионами, выраженной мольной концентрацией, менее 1 ppm;

- для предотвращения аварий любого устройства, входящего в состав магистрального нефтегазопровода, и несанкционированного доступа к этим устройствам в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле устанавливают вторую дополнительную пару параллельно расположенных и контактирующих между собой по общей образующей цилиндрических кварцевых стекловолокон с разными показателями преломления n1 и n2, причем n1>n2, с помощью которой осуществляют контроль распределений полей вибраций указанных устройств и других источников шумов вблизи магистрального нефтегазопровода;

- с целью получения спектров вибраций главной и промежуточных насосных или компрессорных станций магистрального нефтегазопровода, информационно-измерительный оптоволоконный кабель закрепляют на поверхностях насосных или компрессорных агрегатов указанных станций от места подключения к ним трубопровода до места его выхода из упомянутых агрегатов;

- с целью повышения точности и скорости обработки гармонических электрических сигналов, характеризующих распределение полей вибраций вдоль магистрального нефтегазопровода, до передачи в вычислительное устройство к этим сигналам применяют процедуру быстрого преобразования Фурье;

- для снижения затрат энергии и помех, а также синхронизации процессов измерений необходимых физико-механических данных о состоянии нефтегазопровода в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле создают один опорно-информационный канал в виде цилиндрического кварцевого стекловолокна n1 и четырех измерительных также цилиндрических кварцевых стекловолокон n2, изолированных между собой и контактирующих с опорно-информационным каналом n1 по общим образующим их цилиндрических поверхностей, при этом все пять указанных каналов помещают в одну общую светоотражающую оболочку;

- для снижения затухания сигналов и увеличения длины контролируемого нефтегазопровода в информационно-измерительном оптоволоконного кабеле используют многомодовые кварцевые стекловолокна n1, n2 с диапазоном пропускаемых длин волн /850-1550/ нм;

- с целью повышения достоверности и прогнозируемости состояния магистрального нефтегазопровода получают и хранят дополнительную информацию о статических характеристиках напряженно-деформированного состояния пустого и наполненного трубопровода, а также накопительных емкостей за счет измерения, фиксации распределений кривизны, а также полей вибраций и температуры трубопровода, а также накопительных емкостей, до и после подачи нефти или газа в магистральный нефтегазопровод, а также скоростей изменения указанных параметров по времени в процессе эксплуатации и геодезических данных о распределении кривизны трубопровода, полученных при его строительстве;

- для предотвращения разрывов информационно-измерительного оптоволоконного кабеля при температурных изменениях размеров контролируемого магистрального нефтегазопровода в конструкцию указанного кабеля между светоотражающей и последней защитной оболочками вводят твердый диэлектрик, например, полиэтилен, армированный кевларовыми нитями или стеклонитями, а также боковыми стержнями, например, из стеклопластика;

- для защиты от ударов и снижения сил раздавливающего воздействия, а также повышения точности закрепления на контролируемых поверхностях устройств магистрального нефтегазопровода за счет правильной ориентации информационно-измерительного оптоволоконного кабеля в пространстве последний изготавливают с прямоугольным профилем поперечного сечения последней защитной оболочки;

- для защиты информационно-измерительного оптоволоконного кабеля от пожара, последнюю защитную оболочку указанного кабеля с прямоугольным профилем поперечного сечения изготавливают из огнестойкого, малодымного, безгалогенного компаунда.

Технический результат в отношении объекта изобретения - устройства достигается тем, что устройство для контроля состояния длинномерного объекта содержит источник модулированной волновой энергии, выполненный в виде импульсного когерентного лазера, подключенного через оптический усилитель и оптический разъем на вход канала передачи волновой энергии, созданного в виде информационно-измерительного оптоволоконного кабеля, содержащего один опорно-информационный канал в виде цилиндрического кварцевого стекловолокна n1, вход которого и является входом канала передачи волновой энергии, и четыре измерительных канала, также в виде цилиндрических кварцевых стекловолокон n2, изолированных между собой и контактирующих с опорно-информационным каналом по общим образующим их цилиндрических поверхностей, при этом все пять указанных каналов помещены в одну общую светоотражающую оболочку, которая отделена твердым диэлектриком с армирующими элементами от главной защитной оболочки информационно-измерительного оптоволоконного кабеля, с прямоугольным профилем поперечного сечения, последовательно закрепленного на поверхностях всех устройств, входящих в состав магистрального нефтегазопровода, а выход канала передачи волновой энергии, в данном случае - выходы всех пяти указанных стекловолокон n1 и n2 также через оптический разъем и второй пространственный фильтр, реализованный в виде блока фотоприемников, подключены к входу демодулятора, выход которого соединен с дополнительно установленными, последовательно соединенными блоком АЦП, процессором БПФ, вычислительным устройством и видеотерминалом, причем второй выход блока АЦП непосредственно подключен ко второму входу вычислительного устройства, третий вход которого соединен с выходом дополнительно установленной буферной памяти.

Способствует достижению технического результата то, что:

- информационно-измерительный оптоволоконный кабель закреплен на поверхностях всех устройств, входящих в состав магистрального нефтегазопровода, например, с помощью защитной полиэтиленовой пленки;

- в состав демодулятора входят четыре однотипные, независимые электронные схемы синхронного детектирования с гетеродинным преобразователем частот электрических сигналов, поступающих от блока фотоприемников, соединенного через оптический разъем с выходом информационно-измерительного оптоволоконного кабеля;

- с целью снижения погрешности измерений из-за снижения качества опорного и измерительных сигналов для увеличения отношения сигнал/шум в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле большой протяженности в разрез кабеля устанавливают промежуточные оптические усилители на расстоянии L1=L/N1, где N1 - число промежуточных насосных или компрессорных станций в магистральном нефтегазопроводе;

- оптический усилитель в источнике модулированной волновой энергии как и промежуточные оптические усилители выполнены полупроводниковыми или волоконными, например, на основе легированных эрбием или иттербием оптических волокон;

- импульсный когерентный лазер имеет стабильность частоты не хуже (0,001-0,01)T-1;

- блок фотоприемников выполнен на основе p-i-n или лавинных фотодиодов с трансимпедансными усилителями;

- буферная память выполнена в виде оптического накопителя, изготовленного по технологии «Blu-ray».

В дальнейшем изобретение поясняется конкретным примером его выполнения и прилагаемыми чертежами, на которых:

- фиг. 1 изображает часть длинномерного объекта в виде изогнутого трубопровода и закрепленный на его поверхности волновод /ИВЛ/;

- фиг. 2 - эпюру распределения кривизны длинномерного объекта по дуговой координате вдоль оси трубопровода;

- фиг. 3а, в, с, d, e, f - эпюры сигналов в опорном и измерительном каналах ИВЛ;

- фиг. 4 - структурную схему устройства для контроля состояния длинномерного объекта - магистрального нефтепровода;

- фиг. 5а, в, с - конструктивное выполнение пары контактирующих между собой цилиндрических кварцевых стекловолокон;

- фиг. 6 - конструктивное выполнение информационно-измерительного оптоволоконного кабеля в поперечном сечении;

- фиг. 7 - характеристику экспериментальной линейной зависимости диэлектрической проницаемости активного стекловолокна от температуры;

- фиг. 8а, в - спектры шумов магистрального нефтепровода;

- фиг. 9а, в, с, d, е - физико-механические характеристики, поясняющие работу устройства контроля состояния магистрального нефтепровода;

- фиг. 10 - экспериментальную установку с использованием для контроля кривизны трубопровода в качестве ИВЛ оптического стекловолокна;

- фиг. 11 - экспериментальную установку с использованием для контроля кривизны поверхности пары цилиндрических кварцевых стекловолокон.

Теоретическое обоснование способа контроля состояния длинномерного объекта 1 /фиг. 1/ приводится на примере использования в качестве контролируемого параметра распределения кривизны К образующей цилиндрической поверхности изогнутого трубопровода 1. Его сопровождает закрепленный с помощью хомутов 2 протяженный канал 3 передачи волновой энергии /ИВЛ/. Заданной координатой является дуговая координата S, направленная вдоль осевой линии трубопровода 1. Таким образом, распределением контролируемого параметра является кривизна К (S). На основании этого распределения определяются физико-механические характеристики состояния трубопровода 1, а именно - геометрия осевой линии в плоскости изгиба, и по известной изгибной жесткости - распределение момента и изгибающей силы вдоль трубопровода 1. Регистрация набора распределений кривизны во времени, в том числе повторений их изменения показывает наличие распределений циклических нагрузок вдоль трубопровода 1, что усталостную динамическую прочность этого длинномерного объекта.

Трубопровод 1 претерпевает регулярный изгиб с радиусом R на элементе ΔS заданной координаты S. Этот трубопровод 1 не имеет изломов, а его диаметр значительно превосходит поперечный размер а ИВЛ, следовательно, сама ИВЛ претерпевает малые деформации на элементе ΔS. В качестве ИВЛ выбирают простейший двухмодовый регулярный волновод со взаимодействующими при изгибе модами, то есть протяженную линию 3 передачи волновой энергии, обеспечивающую распространение в ней сигналов в виде мод с известной пространственно-временной структурой физических полей.

В такой линии 3 могут распространяться моды акустических или электромагнитных, или оптических полей в соответствующих диапазонах волн.

Согласно теории волн, связанных при малых деформациях регулярных волноводов /Р.Б. Ваганов и другие. "Многомодовые волноводы со случайными нерегулярностями", 1972, Советское радио, /Москва/, с. 70/, связь между модами ИВЛ имеет направленный характер, а коэффициент связи r прямо пропорционален кривизне на элементе ΔS:

где r - коэффициент связи мод на единицу длины ΔS, амплитуды которых нормированы по мощности возбуждения ИВЛ; k - волновое число; j - мнимая единица; g - безразмерный коэффициент, определяемый структурой полей мод внутри ИВЛ.

Одну из мод ИВЛ выбирают в качестве опорного канала, а вторую в качестве измерительного канала с известными замедлениями фазовых скоростей мод в каждом из этих каналов. Тогда с учетом выражения для волнового числа постоянные распространения мод соответственно опорного и измерительного каналов имеют вид

где β1,2 - замедления фазовых скоростей мод соответственно опорного и измерительного каналов, ω - круговая частота, с - скорость света в вакууме.

Направленное взаимодействие вдоль протяженной линии 3 передачи волновой энергии полей мод по крайней мере одного опорного и по крайней мере одного измерительного каналов обеспечивают в зависимости от изменения контролируемого параметра К.

При обеспечении направленного взаимодействия вдоль протяженной линии передачи волновой энергии полей мод по крайней мере одного опорного и по крайней мере одного измерительного каналов для измерения распределения контролируемого параметра, по крайней мере один измерительный канал возможно выполнять с магнитной проницаемостью или диэлектрической проницаемостью, акустической плотностью или оптической плотностью, функционально зависящими от изменения величины этого контролируемого параметра.

При возбуждении на входе ИВЛ в сечении 0-0 /фиг. 1/ моды опорного сигнала с амплитудой Uo=U(ω)ejωt на частоте ω ниже рассматривается образование моды измерительного сигнала ΔVN на выходе ИВЛ в сечении N-N. Распределение кривизны К (эпюра 4) в окрестности элемента ΔS показано на фиг. 2. На элементе ΔS в сечении α-α /фиг. 1/ волна моды опорного сигнала будет , а в сечении β-β появятся рассеянные элементом ΔS волны моды опорного сигнала с амплитудой и по моде измерительного сигнала с амплитудой .

На выходе ИВЛ в сечении N-N опорный и измерительный сигналы соответственно примут вид

где L - полная длина ИВЛ от сечения O-O до сечения N-N.

Величины Uo, UN и ΔUN представляют собой спектральные плотности амплитуд мод на входе и выходе ИВЛ на частоте ω. Выражение /3/ отображает образование спектра измерительного сигнала ΔVN(ω) на выходе ИВЛ из спектра опорного сигнала. На участке от сечения O-O до сечения α-α длиной S /фиг. 1/ происходит передача опорного сигнала с множителем запаздывания , а на участке от сечения α-α до сечения β-β на элементе ΔS происходит перераспределение части энергии этого спектра в спектр измерительного сигнала V(jω) и передача этого сигнала на выход ИВЛ с множителем запаздывания .

Описанный процесс выполняется на каждом элементе ΔS ИВЛ.

С учетом аддитивности сигналов от каждого элемента ΔS в сечении N-N полный спектр измерительного сигнала VN(ω) на выходе ИВЛ, подвергающейся изгибу с распределением кривизны K(S) с учетом знака, будет являться суммой частичных спектров ΔVi(ω), переходящей в пределе в интеграл при δ=β12

а полный измерительный сигнал во времени VN(t) будет определяться Фурье - преобразованием от VN(ω)

Интеграл в выражении /5/ по ω определяет так называемую "аппаратную функцию измерений" /Р.М. Седлецкий и другие. Вопросы синтеза радиолокационных сигналов", 1970, Советское радио /Москва/, с. 20/.

где - групповое время запаздывания сигнала, распространяющегося по измерительному каналу;

- групповое текущее время запаздывания измерительного сигнала вдоль ИВЛ; - групповая скорость сигналов, распространяющихся соответственно по опорному и измерительному каналам.

С учетом выражения /6/ измерительный сигнал определится следующим образом

где - интервал времени измерений /полное время, занимаемое измерительным сигналом/.

Следовательно для получения в измерительном канале сигнала, изменяющегося в процессе распространения сигнала в опорном канале в соответствии с изменением контролируемого параметра, характеризующего состояние длинномерного объекта, опорный сигнал, модулированный по времени, формируют в виде модулированного по времени колебания физических полей и преобразуют эти колебания в сигнал с заданной пространственной структурой полей мод, затем преобразуют поля мод на выходах по крайней мере одного опорного и по крайней мере одного измерительного канала протяженной линии передачи волновой энергии в электрические сигналы, зависящие только от времени.

Таким образом ИВЛ представляет собой линейный измерительный прибор с аппаратной функцией ƒ(t-t1-ts). Чем меньше интервал во времени занимает аппаратная функция, тем выше разрешающая способность прибора. Если ƒ(t) является дельта-функцией Дирака δ(t-t1-ts), то .

Определение пространственного распределения К(S) осуществляется масштабным пересчетом по временной функции

Рассмотренные выкладки являются предварительной иллюстрацией физической сущности способа контроля состояния длинномерного объекта с позиции анализа общих свойств сигналов пространственно-временной структуры, распространяющихся в двухмодовой ИВЛ со взаимодействующими каналами, при воздействии на ИВЛ контролируемого параметра.

Полное теоретическое обоснование способа контроля с анализом требований к параметрам ИВЛ и модулированного по времени опорного сигнала приводится далее с использованием теории связанных волноводных линий передачи и спектрального анализа сигналов.

Каждый i-ый отрезок ИВЛ длиной ΔSi представляет собой направленный ответвитель волн с коэффициентом связи ri=ψKi, где ψ - коэффициент пропорциональности, Ki - значение контролируемого параметра /кривизны/ на элементе ΔSi. Вся ИВЛ является таким образом цепочкой последовательно соединенных направленных ответвителей. Величины спектральных амплитуд Uo(ω), UN(ω) и VN(ω) связаны через матрицу [S] рассеяния ИВЛ, описывающую передачу волн от входного сечения O-O к выходному сечению N-N

где [Si] - матрица рассеяния i-го элемента ИВЛ длиной ΔSi с величиной измеряемого параметра Ki на нем, а N - число элементов ΔSi на длине L, матрица [Si] для любой двухмодовой ИВЛ может быть представлена в виде

где

- пара действительных ортонормированных векторов, собственных для [Si], определяемых через ri следующим образом

где {…}T - означает операцию транспонирования.

С учетом выражений /8/ и /9/ матрица [S] запишется как функция от частоты ω

где .

Связь сигналов UN(t), VN(t) во времени на выходе ИВЛ с сигналом Uo(t) на ее входе определяется через спектр входного сигнала Uo(ω) и матрицу [S]

Поскольку сигналы импульсные, удобно воспользоваться их изображением по Лапласу, положив в выражение /12/

Сущность способа считается обоснованной, если при известных параметрах ψ, L, γ1, γ2 ИВЛ и известному опорному сигналу Uo(t) на входе ИВЛ на основании радиотехнических измерений и обработки временных сигналов UN(t) и VN(t) на выходе ИВЛ можно определить распределение величин Ki и ΔSi вдоль ИВЛ.

Под радиотехническими измерениями понимаются измерения амплитудных, частотных и фазовых соотношений между электрическими сигналами, а также измерение интервалов времени между сигналами. Под обработкой понимается возможность осуществления алгебраических операций над сигналами.

Предварительно рассматривается способ контроля состояния длинномерного объекта с использованием недисперсионной ИВЛ. При этом а замедления β1,2 от частоты ω не зависят.

При введенном условии выражение /13/ имеет следующий вид

где ; δ=β12;

.

Множитель вида , где Δti - имеет размерность времени, определяет задержку сигнала во времени при распространении этого сигнала по ИВЛ, согласно теореме смещения оригиналов преобразования Лапласа. С учетом этого из выражения /14/ следуют реккурентные соотношения для сигналов в ИВЛ

где Ui-1(t), Vi-1(t), Ui(t), Vi(t) - сигналы на входе и выходе i-го элемента ИВЛ, соответственно. В частности, для сигналов на выходе ИВЛ

а при t≤0, VN(t)=UN(t)=0.

На интервале времени t1<t<(t1+ΔtN), согласно выражению /10/, сигналы на выходе ИВЛ принимают вид

Из выражения /17/ следует, что на интервале времени ΔtN, начиная с момента t0 прихода сигнала на выход ИВЛ, отношение постоянно и определяется следующим образом

Таким путем определяются значения и ΔtN, по которым, в свою очередь определяются значения

а из выражений /10/ и /18/ определяются векторы <tN и <hN.

Далее необходимо определить сигналы UN-1(t) и VN-1(t). Для этой цели сигналы UN(t) и VN(t) обрабатываются по следующему итерационному алгоритму

Из второго равенства /20/ следует точное определение отрезка времени ΔtN. Затем осуществляется смещение /задержка/ Q1(t) по времени t на величину ΔtN

и производится сложение

основываясь на выражении /20/. Полученный вектор в свою очередь подвергается операциям в соответствии с выражениями /18/-/22/. В результате чего определяются KN-1, ΔSN-1, и вектор {[UN-2, VN-2]}T. Итерации повторяются до N-го шага, после которого получается вектор {[Uo(t);0]}T, являющийся опорным сигналом на входе ИВЛ.

Таким образом, приведенный итерационный алгоритм теоретически обосновывает принципиальную возможность получения с помощью двухмодовой ИВЛ с одним опорным и одним измерительным каналами, взаимодействующими в зависимости от изменения контролируемого параметра - кривизны K(S) оси трубопровода 1, распределения этого контролируемого параметра вдоль заданной координаты S. В случае плоского изгиба трубопровода 1 по известному из механики соотношению определяется распределение изгибающего момента

где - жесткость при изгибе трубопровода 1.

Как известно, М(S) является одной из важнейших механических характеристик, определяющих внутреннее напряженно-деформированное состояние трубопровода 1. Это доказывает возможность использования ИВЛ одновременно в качестве чувствительного элемента и линии передачи информации об изменении контролируемого параметра в зоне контроля для последующего определения физико-механических характеристик состояния длинномерного объекта.

Таким образом, для определения физико-механических характеристик состояния длинномерного объекта 1 по заданной координате S, вдоль которой изменяется контролируемый параметр, выделяют амплитуду электрического сигнала на выходе опорного канала, усиливают электрический сигнал на выходе измерительного канала обратно пропорционально величине амплитуды электрического сигнала на выходе опорного канала, используют линейное масштабное преобразование, связывающее величину разности замедлений фазовых скоростей мод опорного и измерительного каналов протяженной линии 3 передачи волновой энергии, текущее время контроля и отсчет значения координаты S вдоль протяженной линии 3 передачи волновой энергии.

Далее обосновываются требования к ИВЛ и опорному сигналу, обеспечение которых позволяет осуществить работу ИВЛ в режиме измерительного линейного прибора, согласно выражению /6/. Идя этой цели представим матрицу [S], используемую в выражениях /8/-/10/, полиномоидальным матричным рядом по степеням величины

где

Множитель характеризует снижение амплитуд опорного и измерительного сигналов за счет расходования мощности на измерения. Первый член ряда соответствует прямому прохождению сигнала по опорному и измерительному каналам без взаимодействия между ними. Второй член образует линейную аддитивную компоненту измерительного сигнала, а остальные

N-2 члена образуют мультипликативную компоненту в опорном и измерительном сигналах, которая является погрешностью в линейном режиме измерения. Как следует из выражения /23/, мультипликативная добавка к измерительному сигналу определяется внедиагональными четными членами ряда, начиная с четвертого. Старший член мультипликативной добавки имеет величину Δri⋅Δrj⋅ΔrK, а максимальное значение ее существенно зависит от спектра измеряемой величины.

Для нерезонансных спектров мультипликативная добавка имеет максимальную величину , для резонансных с периодом центральной частоты Тс величину , где . Требуемый динамический диапазон Д измерения контролируемого параметра обычно определяется следующим образом , где rmax - максимальное значение коэффициента связи вдоль ИВЛ, соответствующее максимально возможному значению измеряемого параметра Kmax, а rmin - минимальное значение коэффициента связи, соответствующее минимальному значению измеряемого параметра Kmin, подлежащего распознаванию относительно уровня различного рода шумов. Тогда справедливы соотношения

при соблюдении которых величина максимального значения коэффициента связи rmax обеспечивает режим линейного измерения контролируемого параметра.

Определение требований к опорному сигналу далее проводится из рассмотрения аддитивной компоненты сигнала на выходе ИВЛ, образованной первым и вторым членами ряда /23/

где . Для конкретизации дальнейших пояснений в качестве опорного сигнала выбирается радиоимпульс с частотой заполнения ωo, то есть используется электромагнитное поле, распространяющееся в виде волны по опорному каналу ИВЛ (опорный сигнал), который в комплексной форме может быть представлен выражением:

где UN(t) - огибающая опорного сигнала.

Изображение по Лапласу будет .

Обратное преобразование Лапласа от представленного в выражении /25/, с учетом выражения /26/ определит измерительный сигнал

где t - отсчитывается от to. Из выражения /23/ можно определить , тогда, разделив и умножив /27/ на Δti и перейдя к пределу при , Δti→0 получается выражение для при непрерывных значениях r(t)

где .

На фиг. 3а, в, с, d, е, f изображены характеристики и эпюры сигналов ИВЛ при реализации способа контроля состояния длинномерного объекте использованием в ИВЛ электромагнитных долей радиодиапазона волн, поясняющие основные аналитические выражения обоснования способа и алгоритма обработки сигналов для получения контролируемого параметра.

Эпюра 5 на фиг. 3а представляет зависимость коэффициента связи r(S)=ψK(S) в ИВЛ, соответствующую распределению кривизны K(S), показанному на фиг. 2. На фиг. 3в изображена эпюра 6 распределения скорости изменения коэффициента связи в виде дельта-функции Дирака с весом Δr. Опорный сигнал 7 с частотой заполнения ωo и длительностью τ показан на фиг. 3с. Измерительный сигнал 8 и его огибающая 9 с учетом фазы заполнения радиоимпульсов изображены соответственно на фиг. 3d, e. Этот сигнал 8 получается из непосредственной подстановки дельта-функции в выражение /28/. Выделение огибающей 9 может производиться, например, синхронным детектированием. Расположение импульсов измерительного сигнала 8 по оси времени t /фиг. 3d/ относительно переднего фронта опорного сигнала 7 /фиг. 3с/ определяется с помощью выражения . Интегрирование огибающей 9 по времени t и пересчет t в S с помощью линейного масштабного преобразования дает контролируемое распределение кривизны K(S) вдоль заданной координаты S, как показано на фиг. 3f, эпюра 10. Таким образом, фиг. 3а, в, с, d, е, f наглядно иллюстрирует основные операции способа контроля состояния длинномерного объекта, реализуемость которых доказывается в теоретическом обосновании.

Основными характеристиками измерений при осуществлений контроля также являются точность и разрешающая способность.

Точность измерений определяется неидеальностью прямоугольной функции распределения кривизны K(S), длительностью опорного сигнала τ и соответственно протяженностью этого сигнала по S, что и определяет разрешающую способность измерений при контроле. Нормирование измерительного сигнала в соответствии со способом контроля осуществляется по амплитуде огибающей опорного сигнала UN(t) на выходе ИВЛ. Таким образом, из выражений /27/ и /28/ следует дифференциальное соотношение между измеряемым параметром и нормированной по амплитуде опорного сигнала огибающей измерительного сигнала

где , полагая и учитывая

В этом выражении V(t) и UN(O) - амплитуды измерительного и опорного сигналов, нормированных по мощности опорного сигнала на входе ИВЛ.

Для обеспечения требуемой разрешающей способности ΔS опорный сигнал UN(t) должен представлять собой импульс, ширина τ которого удовлетворяет условию

Совместно с требованиями по линейности, разрешающей способности и точности измерений при контроле приведенное выше теоретическое обоснование доказывает реализуемость предложенного способа контроля состояния длинномерного объекта, корректность изложения основных отличительных признаков, порядка операций и решения поставленной задачи.

Таким образом на примере контроля распределения кривизны трубопровода 1 в плоскости с помощью волновода /ИВЛ с парой взаимодействующих между собой опорного и измерительного каналов/ показаны и обоснованы физические принципы, положенные в основу предложенного здесь способа контроля длинномерного объекта и устройства для его осуществления.

Дальнейшие пояснения сущности предложенного технического решения даются на примере контроля состояния магистрального нефтепровода 11 /фиг. 4/, содержащего последовательно соединенные трубопроводом 1 накопительные емкости 12, а также главную и промежуточные насосные станции 13. Поскольку длина магистрального нефтепровода 11 может достигать сотен и тысяч километров разумно применить в качестве двухканальной ИВЛ оптоволоконную пару, показанную на фиг. 5а, b, с. Эта пара содержит два параллельно протянутых и контактирующих между собой по общей образующей 15 цилиндрических, кварцевых стекловолокна 16 и 17. Одно из указанных волокон 16 является опорно-информационным каналом n1, а второе волокно 17 - измерительным каналом n2 с разными показателями преломления n1>n2, помещенных в общую светоотражающую оболочку 18. Зону механического светопроводящего контакта 15 в оптоволоконной паре можно обеспечить прижатием волокон 16 и 17 друг к другу за счет действия упругих сил сжатия их /фиг. 5а/, например, акриловой светоотражающей оболочкой 18, или с помощью сварки указанных волокон 16 и 17 /фиг. 5b/, или созданием между ними светопрозрачной перегородки /фиг. 5с/, например, из кварцевого стекла с n1, расположенной параллельно продольной оси информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14.

Для контроля распределений кривизны длинномерного объекта в вертикальной и горизонтальной плоскостях целесообразно в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле 14 по всей его длине L поместить по крайней мере две такие, ортогонально расположенные, оптоволоконные пары.

Сам информационно-измерительный оптоволоконный кабель 14 закрепляют на поверхности всех устройств 1, 12 и 13, входящих в состав магистрального нефтепровода 11 /фиг. 4/ и генерируют последовательность когерентных оптических импульсов длительностью Т=L/V, где V - скорость света в стекловолокне 16 /фиг. 5/ опорно-информационного канала n1 с шириной спектра порядка 1/Т и временным интервалом T1 между импульсами. Затем указанные импульсы подают на вход каждого стекловолокна 16 опорно-информационного канала n1 информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14. Его длину L выбирают больше длины контролируемого магистрального нефтепровода 11 /фиг. 4/ для учета геометрии поверхностей накопительных емкостей 12 и насосных станций 13 при закреплении кабеля 14 на указанных поверхностях.

В связи с большой протяженностью магистрального нефтепровода 11 усиливают оптические сигналы во всех каналах информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14. Далее получают оптические сигналы на выходах всех каналов информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14 и преобразуют эти оптические сигналы, содержащие информацию о распределениях производной от кривизны трубопровода 1 и поверхностей накопительных емкостей 12 в вертикальной и горизонтальной плоскостях, в электрические сигналы. Затем синхронно детектируют, интегрируют, усиливают и преобразуют эти электрические сигналы в цифровую форму. Зная изгибную жесткость трубопровода 1 и поверхностей накопительных емкостей 12, по полученным данным с помощью масштабного преобразования получают распределения изгибающих моментов и сил, действующих на эти устройства магистрального нефтепровода 11 в пространстве и времени.

Сравнивая полученные физико-механические характеристики текущего состояния магистрального нефтепровода 11 с эталонными физико-механическими характеристиками, принимают решения о нормальном состоянии или наличии признаков предаварийного состояния трубопровода 1 и накопительных емкостей 12 контролируемого магистрального нефтепровода.

Для снижения погрешности измерения кривизны трубопровода 1 информационно-измерительный оптоволоконный кабель 14 закрепляют вдоль верхней образующей цилиндрической поверхности линейных и нелинейных участков трубопровода 1 таким образом, чтобы плоскости максимальной чувствительности измерений кривизны трубопровода находились в вертикальной и горизонтальной плоскостях.

С целью контроля распределения кривизны поверхностей накопительных емкостей 12 магистрального нефтегазопровода 11, информационно-измерительный оптоволоконный кабель 14 закрепляют на этих поверхностях вдоль ломаной линии, образующейся от пересечения каждой поверхности накопительной емкости вертикальной диаметральной плоскостью /фиг. 4/.

Для повышения точности оценки напряженно-деформированного состояния и усталостной прочности трубопровода 1, а также накопительных емкостей 12 магистрального нефтепровода 11 осуществляют контроль распределения поля температуры их поверхностей за счет размещения в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле 14 /фиг. 6/ дополнительной пары параллельно расположенных и контактирующих между собой по общей образующей 15 цилиндрических кварцевых стекловолокна 16 и 17 с одинаковыми показателями преломления n1=n2. При этом цилиндрическое кварцевое стекловолокно 17 измерительного канала n2 выбирают с линейной зависимостью диэлектрической проницаемости стекловолокна 17, помещенного в светоотражающую оболочку 18, ε от температуры, например, иттербиево активное кварцевое волокно со степенью легирования редкоземельными ионами, выраженной мольной концентрацией, менее 1 ppm. На рисунке фиг. 7 приведена характеристика 35 такой линейной зависимости диэлектрической проницаемости активного стекловолокна 17 от температуры, полученная экспериментально /Шайдуллин Р.И. Радиочастотная импедансная спектроскопия активных оптических волокон при усилении лазерного излучения.: Дис. канд. физ.-мат. наук, Фрязинский филиал Института радиотехники и электроники им. В.А. котельникова РАН, с. 76/.

Для предотвращения аварий любого устройства 1, 12 и 13 входящего в состав магистрального нефтепровода 11, несанкционированного доступа к этим устройствам, а также информирования о появлении и развитии землетрясения в зоне магистрального нефтепровода 11, в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле 14 устанавливают вторую дополнительную пару параллельно расположенных и контактирующих между собой по общей образующей 15 цилиндрических кварцевых стекловолокон 16 и 17 с разными показателями преломления n1 и n2, причем n1>n2, с помощью которой осуществляют контроль распределений полей вибраций указанных устройств и других источников шумов вблизи магистрального нефтепровода. На фиг. 8a, b показаны примеры сигналов 36, 37, записанных до /фиг. 8а/ и после /фиг. 8b/ подавления помех. Здесь показаны спектры шумов насосной станции 13, наличия стыков и дефекта /трещины/ трубопровода 1.

С целью получения спектров вибраций главной и промежуточных насосных станций 13 магистрального нефтепровода 11, информационно-измерительный оптоволоконный кабель 14 закрепляют на поверхностях насосных агрегатов указанных станций 13 от места подключения к ним трубопровода 1 до места его выхода из упомянутых агрегатов /см. фиг. 4/.

Для повышения точности и скорости обработки гармонических электрических сигналов, характеризующих распределение полей вибраций вдоль магистрального нефтепровода 11, до передачи в вычислительное устройство 31 к этим сигналам применяют процедуру быстрого преобразования Фурье /БПФ/ с помощью стандартного процессора БПФ 30. Работа этого устройства основана на использовании известного алгоритма Кули-Тьюки дискретного преобразования Фурье.

Для снижения затрат энергии и помех, а также синхронизации процессов измерений необходимых физико-механических данных о состоянии нефтепровода 11 в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле 14, как показано на фиг. 6, создают один опорно-информационный канал в виде цилиндрического кварцевого стекловолокна 16 n1 и четырех измерительных также цилиндрических кварцевых стекловолокон 17 n2, изолированных между собой и контактирующих с опорно-информационным каналом 16 n1 по общим образующим 15 их цилиндрических поверхностей. При этом все пять указанных каналов 16 и 17 помещают в одну общую светоотражающую оболочку 18.

С целью снижения затухания сигналов и увеличения длины контролируемого магистрального нефтепровода 11 более 50 км в информационно-измерительном оптоволоконного кабеле 14, исходя из технологических возможностей получения нужного диаметра для создания контактной зоны 15, используют многомодовые цилиндрические кварцевые стекловолокна 16 и 17 с диапазоном пропускаемых длин волн /850-1550/ нм. Это вызвано тем, что оптический сигнал затухает во всех стекловолокнах, со скоростью, зависящей от длины волны передатчика источника света. Существует три длины волны, на которых затухание оптического сигнала обычно минимально, - 850,1310 и 1550 нм. Они известны как окна прозрачности и часто используются не практике.

Для повышения достоверности и прогнозируемости состояния магистрального нефтепровода 11 получают и хранят дополнительную информацию о статических характеристиках напряженно-деформированного состояния пустого и наполненного трубопровода 1, а также накопительных емкостей 12 /фиг. 4/ за счет измерения, фиксации распределений кривизны, а также полей вибраций и температуры трубопровода 1, а также накопительных емкостей 12, до и после подачи нефти или газа в магистральный нефтепровод 11, а также скоростей изменения указанных параметров по времени в процессе эксплуатации и геодезических данных о распределении кривизны трубопровода 1, полученных при его строительстве.

Для предотвращения разрывов информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14 при температурных изменениях размеров контролируемого магистрального нефтепровода 11 в конструкцию указанного кабеля 14 /фиг. 6/ между светоотражающей 18 и последней защитной 21 оболочками вводят твердый диэлектрик 19, например, полиэтилен, армированный кевларовыми нитями или стеклонитями, а также боковыми стержнями 20, например, из стеклопластика. Полиэтилен обладает отличными физическими параметрами (высокая прочность, хорошая износостойкость, неподверженность ультрафиолетовому излучению, окислению и другим химическим воздействиям), и хорошими диэлектрическими свойствами. Полиэтилен имеет неплохую сопротивляемость проникновению влаги, низким и высоким температурам, а также обладает способностью не изменять свои физические свойства под воздействием перепадов температуры окружающей среды. Армирование кевларовыми нитями или стеклонитями позволяет достигнуть величины допустимого растяжения в 1000-2000 Н.

Для защиты от ударов и снижения сил раздавливающего воздействия, а также повышения точности закрепления на контролируемых поверхностях устройств 1, 12 и 13 магистрального нефтепровода 11 за счет правильной ориентации информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14 в пространстве последний изготавливают с прямоугольным профилем поперечного сечения последней защитной оболочки 21.

С целью защиты информационно-измерительного оптоволоконного кабеля от пожара, последнюю защитную оболочку 21 указанного кабеля 14 с прямоугольным профилем поперечного сечения изготавливают из огнестойкого, малодымного, безгалогенного компаунда.

Устройство для контроля состояния длинномерного объекта, реализующее предлагаемый способ, показано на фиг. 4. Устройство содержит источник модулированной волновой энергии 22, выполненный в виде импульсного когерентного лазера 23, подключенного через оптический усилитель 24 и оптический разъем 25 на вход канала передачи волновой энергии в виде информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14. Указанный кабель 14 содержит /см. фиг. 6/ один опорно-информационный канал в виде цилиндрического кварцевого стекловолокна 16, вход которого и является входом кабеля 14, и четыре измерительных канала, также в виде цилиндрических кварцевых стекловолокон 17, изолированных между собой и контактирующих с опорно-информационным каналом 16 по общим образующим 15 их цилиндрических поверхностей. Все пять указанных стекловолокон 16 и 17 помещены в одну общую светоотражающую оболочку 18, которая отделена твердым диэлектриком 19 с армирующими элементами 20 от последней защитной оболочки 21 информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14 с прямоугольным профилем поперечного сечения /фиг. 6/. Сам кабель 14 длиной L последовательно закреплен /см. фиг. 4/ на поверхностях всех устройств 1, 16 и 17, входящих в состав магистрального нефтепровода 11, а выход кабеля 14, в данном случае - выходы всех пяти указанных стекловолокон 16 и 17 также через оптический разъем 26 и второй пространственный фильтр, реализованный в виде блока фотоприемников 27, подключены к входу демодулятора 28. Выход этого демодулятора 28 соединен с дополнительно установленными, последовательно соединенными блоком аналого-цифровых преобразователей /АЦП/ 29, процессором быстрого преобразования Фурье /БПФ/ 30, вычислительным устройством 31 и видеотерминалом 32, причем второй выход блока АЦП 29 непосредственно подключен ко второму входу вычислительного устройства 31, третий вход которого соединен с выходом буферной памяти 37.

Информационно-измерительный оптоволоконный кабель 14 закреплен на поверхностях трубопровода 1, накопительных емкостей 12 и насосных станций 13, входящих в состав магистрального нефтепровода 11, например, с помощью защитной полиэтиленовой пленки.

В состав демодулятора 28 входят четыре однотипные, электронные схемы синхронного детектирования с гетеродинным преобразователем частот электрических сигналов /на схеме устройства фиг. 4 не показаны поскольку они аналогичны демодулятору устройства - прототипа данного изобретения/. Каждая схема синхронного детектирования выполнена в виде подключенных к выходам блока фотоприемников 27 двух синхронных детекторов, интегратора, подключенного к выходу одного из них, и связанного с выходами интегратора, второго синхронного детектора и операционного усилителя. Дополнительно, описанная выше схема, снабжена гетеродинным преобразователем частот сигналов, включенным между выходами блока фотоприемников 27 и входами синхронных детекторов /патент SU 1742615/.

Для снижения погрешности измерений из-за снижения качества опорного и измерительных сигналов путем увеличения отношения сигнал/шум в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле 14 большой протяженности в разрез кабеля 14 установлены промежуточные оптические усилители 34 на расстоянии L1=L/N1, где N1 - число промежуточных насосных станций 13 в магистральном нефтепроводе 11. Оптический усилитель 24 в источнике модулированной волновой энергии 22 как и промежуточные оптические усилители 34 выполнены полупроводниковыми или волоконными, например, на основе легированных эрбием или иттербием оптических волокон. Импульсный когерентный лазер 23 имеет стабильность частоты не хуже (0,001-0,01)T-1. Блок фотоприемников 27 выполнен на основе p-i-n или лавинных фотодиодов с трансимпедансными усилителями, а буферная память в виде оптического накопителя, изготовленного по технологии «Blu-ray». Объемы хранимой в таких серийно выпускаемых накопителях информации могут достигать 66 Гигабайт.

Реализация предложенного способа при работе устройства контроля состояния длинномерного объекта, в данном случае магистрального нефтепровода 11, показанных на фиг. 4, осуществляется следующим образом.

Источник модулированной волновой энергии 22, содержащий соединенные между собой, импульсный когерентный лазер 23, оптический усилитель 24 и оптический разъем 25 генерирует последовательность оптических импульсов длительностью Т=L/V, где V - скорость света в стекловолокне 16 /фиг. 5/ опорно-информационного канала n1 с шириной спектра порядка 1/Т и временным интервалом T1 между импульсами. Эти импульсы поступают на вход стекловолокна 16 информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14. Указанный кабель 14 длиной L последовательно закреплен /см. фиг. 4/ на поверхностях трубопровода 1, накопительных емкостей 12 и насосных станций 13, входящих в состав магистрального нефтепровода 11. В процессе распространения опорного светового импульса в стекловолокне 16 за счет механического светопроводящего контакта 15 с четырьмя измерительными каналами n2 стекловолокон 17 /см. фиг. 6/ в каждый из этих каналов поступает часть световой энергии, образуя на выходе канала n2 измерительный световой импульс, в амплитудно-фазочастотных характеристиках которого содержится информация о контролируемых с помощью информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14 физико-механических характеристиках магистрального нефтепровода 11. В частности, для контроля распределений кривизны трубопровода 1 и поверхностей накопительных емкостей 12 в вертикальной и горизонтальной плоскостях в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле 14 по всей его длине L помещены две, ортогонально расположенные, пары стекловолокон 16 и 17 с зоной контакта 15 по общим образующим их цилиндрических поверхностей /см. фиг. 6/. На выходах этих стекловолокон 17 с запаздыванием, определяемым разностью скоростей распространения световых импульсов в опорном 16 и двух измерительных стекловолокнах 17 из-за разных показателей преломления n1>n2, появятся измерительные световые импульсы, содержащие информацию о распределениях производной кривизны трубопровода 1 и поверхностей накопительных емкостей 16 в вертикальной и горизонтальной плоскостях.

В свою очередь, в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле 14 /фиг. 6/ имеется дополнительная пара контактирующих между собой по общей образующей 15 цилиндрических кварцевых стекловолокна 16 и 17 с одинаковыми показателями преломления n1=n2. При этом цилиндрическое кварцевое стекловолокно 17 измерительного канала n2 выбрано с линейной зависимостью диэлектрической проницаемости /см. фиг. 7/, в данном случае активного стекловолокна 17 от температуры, что обеспечивает появление разности скоростей световых импульсов в опорном 16 и измерительном 17 стекловолокнах пропорционально изменению окружающей температуры.

Вторая дополнительная пара контактирующих между собой по общей образующей 15 цилиндрических кварцевых стекловолокон 16 и 17 с разными показателями преломления n1>n2, создана в кабеле 14 /фиг. 6/ для контроля распределений полей вибраций трубопровода 1, накопительных емкостей 12, насосных станций 13 и других источников шумов вблизи магистрального нефтепровода 11. По сути здесь в измерительном световом импульсе, образованном в стекловолокне 17 из-за его колебаний под воздействием волн звукового давления фиксируются спектральные, амплитудно-фазочастотные характеристики вибраций. На фиг. 8а показан пример спектральной характеристики 36 вибраций до фильтрации, а на фиг. 8в - спектральной характеристики 37 после фильтрации помех и их распределение вдоль магистрального нефтепровода 11. Диапазон частот этих вибраций составляет (0,1-10000) Гц /см., например, Супрунчик К.В. Инфразвуковая дефектоскопия трубопроводов. - 2015, http:oaji.net/articles/2015/245, а также Солдатов А.И., Макаров B.C. и др. Система активного сопровождения транспортируемых внутритрубных объектов с акустическим каналом связи. Изв. Томского политехнического университета. 2010. Т. 317, №2. С. 67/ и эти вибрации: дефект трубопровода, шум насосной станции, незаконная врезка и другие в дальнейшем идентифицируются с вызывающими их источниками, например, с помощью корреляционного анализа.

Поскольку в кабеле 14 используется одно общее опорное стекловолокно 16 для всех четырех измерительных стекловолокон 17 /см. фиг. 6/, то с выхода кабеля 14 через оптический разъем 26 на вход блока фотоприемников 27 поступают один опорный и четыре измерительных оптических импульса, содержащие информацию о распределениях производной кривизны трубопровода 1 и поверхностей накопительных емкостей 12 в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а также полей вибраций и температуры вдоль всех устройств 1, 12 и 13 магистрального нефтепровода 11 /фиг. 4/. Указанные оптические сигналы неоднократно усиливаются с помощью промежуточных оптических усилителей 34, установленных в разрез кабеля 14 вблизи источников электроэнергии, например, вблизи насосных станций 13, а затем с помощью блока фотоприемников 27 преобразуются в электрические сигналы, поступающие на вход демодулятора 28. Здесь производится понижение частоты, выделение информационной огибающей, а также интегрирование и усиление измерительных электрических сигналов, синхронизированных по опорному сигналу.

С выхода демодулятора 28 все электрические сигналы поступают на вход блока АЦП 29, где они преобразуются в цифровые коды и на выходе блока АЦП 29 измерительные сигналы разделяются: цифровые коды, соответствующие распределениям кривизны трубопровода 1 и поверхностей накопительных емкостей 12 в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а также поля температуры вдоль всех устройств 1, 12 и 13 магистрального нефтепровода 11 поступают сразу в вычислительное устройство 31, а цифровые коды гармонических сигналов, соответствующих распределению полей вибраций вдоль нефтепровода 11 только после предварительной обработки в процессоре БПФ 30.

В вычислительном устройстве 31 по известным разностям скоростей распространения световых сигналов в опорном 16 и измерительных световолокнах 17 информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14 производится масштабное преобразование временных измерительных цифровых сигналов, поступивших с выходов блока АЦП 29 и процессора БПФ 30, в пространственные распределения кривизны трубопровода 1 и поверхностей накопительных емкостей 12 в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а также полей температуры и вибраций вдоль оси информационно-измерительного оптоволоконного кабеля 14.

Работа вычислительного устройства 31 и видеотерминала 32, а также всего устройства контроля иллюстрируется физико-механическими характеристиками нефтепровода 15, показанными на фиг. 9а, b, с, d, e.

С помощью данных об изгибных жесткостях трубопровода 1 и поверхностей накопительных емкостей 12, а также других конструктивных параметров нефтепровода 11 и кабеля 14, хранящихся в буферной памяти 33, по измеренным распределениям кривизны в вычислительном устройстве 31 производится расчет распределений изгибающих сил F, действующих в горизонтальной 38 и вертикальной 40 плоскостях /фиг. 9а/ при полученном поле температуры, а также сравнение с данными о предельно допустимых нагрузках /пределах упругой прочности/, поступающими из буферной памяти 33. На характеристике 38 выделена зона действия бокового оползня 39, связанного со смещением грунта в горизонтальной плоскости, а на характеристике 40 выделена зона 41 провала грунта под трубопроводом 1 в вертикальной плоскости, что привело к превышению распределениями действующих нагрузок 38 и 40 установленных пределов 52 упругой прочности трубопровода 1 и требует незамедлительного принятия решения о предотвращении аварии нефтепровода 11 /остановке работы насосных станций 13, разгрузке трубопровода 1 в зонах смещения грунтов, подсыпке или бетонировании провалов и т.д./.

Кроме контроля статической прочности магистрального нефтепровода 11 в вычислительном устройстве 31 производится оценка динамической прочности трубопровода 1 за счет учета количества циклических изменений полученных и хранящихся в буферной памяти 33 распределений нагрузок по времени и в пространстве. Обычно это вызвано включением и отключением насосных станций 13. На фиг. 9b показана характеристика 42 количества циклов нагружения N трубопровода 1 и выделена зона 43 его предаварийной работы из-за превышения кривой 42 установленного предела 52 усталостной прочности трубопровода 1.

Для анализа распределения полей вибраций вдоль нефтепровода 11 в вычислительном устройстве 31 производится сравнение измеренных спектров вибраций с эталонными, хранящимися в цифровом виде в буферной памяти 33. Причем для некоторых источников вибраций, например, промежуточных насосных станций 13 с центробежными насосами достаточно знать только величину среднеквадратического значения скорости вибрации /См. http:tehnoinfa.ru/vibrodiagnostika/34.html. Практическая вибродиагностика и монтиторинг. «Оценка состояния по общему уровню вибрации»/, поскольку именно эта характеристика 44 /фиг. 9с/ нормирована и установлено ее предельно-допустимое значение 52, которое превышает скорость вибраций Vв промежуточной насосной станции, расположенной на 250-ом километре и обозначенной позицией 45. На фиг. 9d кроме спектров 46 работы S(A,f) промежуточных насосных станций 13 показаны: спектр 47 сверления трубопровода 1, спектр 48 протечки нефти и спектр 49 работы бульдозера вблизи магистрального нефтепровода 11, идентифицированные с помощью вычислительного устройства 31 при сравнении со спектрами типовых шумов из буферной памяти 33.

На фиг. 9е показана характеристика 50 распределения поля температуры t вдоль магистрального нефтепровода 11. Поскольку ее величина не только связана с пределами статической и динамической прочности трубопровода 1 и накопительных емкостей 12, но и непосредственно указывает на зону 51 возникновения пожара, из-за превышения в зоне 120-го километра предельной величины 52 окружающей температуры очевидна важность этой характеристики для контроля состояния магистрального нефтепровода 11.

Все вышеперечисленные физико-механические характеристики магистрального нефтепровода 11, показанные на фиг. 9а, b, с, d, е, формируются с помощью вычислительного устройства 31 и отображаются на экране видеотерминала 32 для принятия решения оператором о предотвращении аварии.

Импульсный когерентный лазер 23, оптический усилитель 24, оптические разъемы 25 и 26, блок фотоприемников 27, блок АЦП 29, процессор БПФ 30, вычислительное устройство 31, видеотерминал 32, буферная память 33 и промежуточный оптический усилитель 34, входящие в состав устройства на фиг. 4, являются стандартными электронными изделиями.

На фиг. 10 приведена фотография экспериментальной установки с использованием для контроля кривизны трубопровода в качестве волновода стандартного оптоволоконного кабеля с изолированными стекловолокнами и W - профилем показателя преломления.

На фиг. 11 - приведена фотография экспериментальной установки с использованием для контроля кривизны поверхности пары параллельно протянутых и контактирующих между собой по общей образующей цилиндрических кварцевых стекловолокон.

Таким образом применение предложенной группы технических решений, связанных единым замыслом, позволяет повысить точность и селективность контроля длинномерного объекта за счет расширения диапазона данных при контроле состояния магистрального нефтегазопровода путем одновременного измерения распределений кривизны трубопровода и поверхностей накопительных емкостей в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а также полей вибраций и температуры вдоль всех устройств магистрального нефтегазопровода,

Изобретение может использоваться практически во всех научно-технических областях и сферах промышленного производства, где необходимо осуществлять контроль состояния длинномерных объектов. Наиболее целесообразным является применение предлагаемого изобретения в:

нефтяной и газовой промышленности для контроля эксплуатационных скважин, напряженно-деформированного состояния и усталостной прочности водотделяющих буровых колонн, транспортных трубопроводов, противоаварийной автоматики,

горнодобывающей промышленности для контроля состояния и геометрии горных выработок и шахт, контроля систем трубопроводного транспортирования полезных ископаемых, противоаварийной автоматики;

системах контроля состояния систем водоснабжения и канализации, транспортных туннелей, мостов, путепроводов, гидро- и пневмоконтейнерных трубопроводов, кабельных линий электроэнергии и передачи информации.

1. Способ контроля состояния длинномерного объекта, заключающийся в том, что в зоне контроля размещают протяженный канал передачи волновой энергии, измеряют параметры последней и по ним определяют физико-механические данные о состоянии объекта и их распределение в зоне контроля, для этого канал передачи волновой энергии выполняют в виде волновода, фиксируют моды колебаний указанной энергии, формируют по крайней мере одну из них в качестве опорно-информативной, с ее учетом выделяют из указанных мод наиболее информативные по указанным физико-механическим данным и измеряют параметры каждой из них, при этом за параметры мод принимают амплитудно-фазочастотные характеристики их передачи по волноводу и реакцию этих характеристик на изменение формы, структуры объекта и окружающей температуры,

отличающийся тем, что с целью повышения точности и селективности контроля за счет расширения диапазона данных при контроле состояния магистрального нефтегазопровода, содержащего последовательно соединенные трубопроводом главную и промежуточные насосные или компрессорные станции и накопительные емкости,

с помощью волновода, выполненного в виде информационно-измерительного оптоволоконного кабеля, размещенного вдоль магистрального нефтегазопровода, для измерения распределений кривизны трубопровода, а также поверхностей накопительных емкостей в вертикальной и горизонтальной плоскостях, в указанном кабеле по всей его длине L помещают по крайней мере две ортогонально расположенные оптоволоконные пары, каждая из которых содержит два параллельно протянутых и контактирующих между собой по общей образующей цилиндрических кварцевых стекловолокна, одно из указанных волокон является опорно-информационным каналом n1, а второе - измерительным каналом n2 с разными показателями преломления n1>n2, помещенных в общую светоотражающую оболочку, при этом сам информационно-измерительный оптоволоконный кабель последовательно закрепляют на поверхности всех устройств, входящих в состав магистрального нефтегазопровода, генерируют последовательность когерентных оптических импульсов длительностью Т=L/V, где V - скорость света в стекловолокне опорно-информационного канала n1 с шириной спектра порядка 1/Т и временным интервалом T1 между импульсами, подают указанные импульсы на вход каждого стекловолокна опорно-информационного канала n1 информационно-измерительного оптоволоконного кабеля длиной L, большей длины указанного нефтегазопровода, усиливают оптические сигналы во всех каналах информационно-измерительного оптоволоконного кабеля, получают оптические сигналы на выходах всех каналов указанного кабеля и осуществляют их фотопреобразование в электрические сигналы, затем синхронно детектируют, интегрируют, усиливают и преобразуют эти электрические сигналы в цифровую форму, далее по измеренным распределениям кривизны производят ее масштабное преобразование в пространственно-временные распределения изгибающих сил, действующих на трубопровод и накопительные емкости в горизонтальной и вертикальной плоскостях, и, сравнивая полученные физико-механические характеристики текущего состояния магистрального нефтегазопровода с эталонными физико-механическими характеристиками, принимают решение о состоянии трубопровода и накопительных емкостей контролируемого магистрального нефтегазопровода.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что механический светопроводящий контакт в каждой оптоволоконной паре между цилиндрическими кварцевыми стекловолокнами n1 и n2 обеспечивают прижатием волокон друг к другу за счет действия упругих сил сжатия их, например, акриловой светоотражающей оболочкой, или с помощью сварки указанных волокон, или созданием между ними светопрозрачной перегородки, расположенной параллельно продольной оси информационно-измерительного оптоволоконного кабеля.

3. Способ по любому из пп. 1, 2, отличающийся тем, что для снижения погрешности измерения кривизны трубопровода информационно-измерительный оптоволоконный кабель закрепляют вдоль верхней образующей цилиндрической поверхности линейных и нелинейных участков трубопровода таким образом, чтобы плоскости максимальной чувствительности измерений кривизны трубопровода находились в вертикальной и горизонтальной плоскостях.

4. Способ по любому из пп. 1, 2, отличающийся тем, что с целью контроля распределения кривизны поверхностей накопительных емкостей магистрального нефтегазопровода, информационно-измерительный оптоволоконный кабель закрепляют на этих поверхностях вдоль ломаной линии, образующейся от пересечения каждой поверхности накопительной емкости вертикальной диаметральной плоскостью.

5. Способ по любому из пп. 1, 2 и 4, отличающийся тем, что для повышения точности оценки напряженно-деформированного состояния и усталостной прочности трубопровода, а также накопительных емкостей магистрального нефтегазопровода осуществляют контроль распределения поля температуры их поверхностей за счет размещения в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле дополнительной пары параллельно расположенных и контактирующих между собой по общей образующей цилиндрических кварцевых стекловолокна с одинаковыми показателями преломления n1=n2, при этом цилиндрическое кварцевое стекловолокно измерительного канала n2 выбирают с линейной зависимостью диэлектрической проницаемости стекловолокна, помещенного в светоотражающую оболочку, ε от температуры, например, иттербиево активное кварцевое волокно со степенью легирования редкоземельными ионами, выраженной мольной концентрацией, менее 1 ppm.

6. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что для предотвращения аварий любого устройства, входящего в состав магистрального нефтегазопровода, и несанкционированного доступа к этим устройствам в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле устанавливают вторую дополнительную пару параллельно расположенных и контактирующих между собой по общей образующей цилиндрических кварцевых стекловолокон с разными показателями преломления n1 и n2, причем n1>n2, с помощью которой осуществляют контроль распределений полей вибраций указанных устройств и других источников шумов вблизи магистрального нефтегазопровода.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что с целью получения спектров вибраций главной и промежуточных насосных или компрессорных станций магистрального нефтегазопровода, информационно-измерительный оптоволоконный кабель закрепляют на поверхностях насосных или компрессорных агрегатов указанных станций от места подключения к ним трубопровода до места его выхода из упомянутых агрегатов.

8. Способ по любому из пп. 1, 2, 7, отличающийся тем, что с целью повышения точности и скорости обработки гармонических электрических сигналов, характеризующих распределение полей вибраций вдоль магистрального нефтегазопровода, до передачи в вычислительное устройство к этим сигналам применяют процедуру быстрого преобразования Фурье.

9. Способ по любому из пп. 1-7, отличающийся тем, что для снижения затрат энергии и помех, а также синхронизации процессов измерений необходимых физико-механических данных о состоянии нефтегазопровода в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле создают один опорно-информационный канал в виде цилиндрического кварцевого стекловолокна n1 и четырех измерительных также цилиндрических кварцевых стекловолокон n2, изолированных между собой и контактирующих с опорно-информационным каналом n1 по общим образующим их цилиндрических поверхностей, при этом все пять указанных каналов помещают в одну общую светоотражающую оболочку.

10. Способ по любому пп. 1, 2, 6 и 9, отличающийся тем, что для снижения затухания сигналов и увеличения длины контролируемого нефтегазопровода в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле используют многомодовые кварцевые стекловолокна n1, n2 с диапазоном пропускаемых длин волн /850-1550/ нм.

11. Способ по любому из пп. 1-9, отличающийся тем, что с целью повышения достоверности и прогнозируемости состояния магистрального нефтегазопровода получают и хранят дополнительную информацию о статических характеристиках напряженно-деформированного состояния пустого и наполненного трубопровода, а также накопительных емкостей за счет измерения, фиксации распределений кривизны, а также полей вибраций и температуры трубопровода, а также накопительных емкостей, до и после подачи нефти или газа в магистральный нефтегазопровод, а также скоростей изменения указанных параметров по времени в процессе эксплуатации и геодезических данных о распределении кривизны трубопровода, полученных при его строительстве.

12. Способ по любому из пп. 1-10, отличающийся тем, что для предотвращения разрывов информационно-измерительного оптоволоконного кабеля при температурных изменениях размеров контролируемого магистрального нефтегазопровода в конструкцию указанного кабеля между светоотражающей и последней защитной оболочками вводят твердый диэлектрик, например полиэтилен, армированный кевларовыми нитями или стеклонитями, а также боковыми стержнями, например, из стеклопластика.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что для защиты от ударов и снижения сил раздавливающего воздействия, а также повышения точности закрепления на контролируемых поверхностях устройств магистрального нефтегазопровода за счет правильной ориентации информационно-измерительного оптоволоконного кабеля в пространстве последний изготавливают с прямоугольным профилем поперечного сечения последней защитной оболочки.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что для защиты информационно-измерительного оптоволоконного кабеля от пожара, последнюю защитную оболочку указанного кабеля с прямоугольным профилем поперечного сечения изготавливают из огнестойкого, малодымного, безгалогенного компаунда.

15. Устройство для контроля состояния длинномерного объекта, содержащее источник модулированной волновой энергии, канал передачи волновой энергии и демодулятор, оно снабжено двумя пространственными фильтрами, один из которых включен между выходом источника модулированной волновой энергии и входом канала передачи волновой энергии, а второй пространственный фильтр - между входом демодулятора и выходом канала передачи волновой энергии, который выполнен в виде многомодового протяженного волновода прямоугольного или круглого сечения или их сочетаний, а демодулятор выполнен в виде подключенных к выходам второго пространственного фильтра двух синхронных детекторов, интегратора, подключенного к выходу одного из них, и связанного с выходами интегратора, второго синхронного детектора и операционного усилителя, а также устройство снабжено гетеродинным преобразователем частот сигналов, включенным между выходами второго пространственного фильтра и входами синхронных детекторов,

отличающееся тем, что с целью повышения точности и достоверности контроля за счет расширения диапазона данных при контроле состояния магистрального нефтегазопровода, содержащего последовательно соединенные трубопроводом главную и промежуточные насосные или компрессорные станции и накопительные емкости,

источник модулированной волновой энергии, выполнен в виде импульсного когерентного лазера, подключенного через оптический усилитель и оптический разъем на вход канала передачи волновой энергии, созданного в виде информационно-измерительного оптоволоконного кабеля, содержащего один опорно-информационный канал в виде цилиндрического кварцевого стекловолокна n1, вход которого и является входом канала передачи волновой энергии, и четыре измерительных канала, также в виде цилиндрических кварцевых стекловолокон n2, изолированных между собой и контактирующих с опорно-информационным каналом по общим образующим их цилиндрических поверхностей, при этом все пять указанных каналов помещены в одну общую светоотражающую оболочку, которая отделена твердым диэлектриком с армирующими элементами от главной защитной оболочки информационно-измерительного оптоволоконного кабеля с прямоугольным профилем поперечного сечения, последовательно закрепленного на поверхностях всех устройств, входящих в состав магистрального нефтегазопровода, а выход канала передачи волновой энергии, в данном случае - выходы всех пяти указанных стекловолокон n1 и n2 также через оптический разъем и второй пространственный фильтр, реализованный в виде блока фотоприемников, подключены к входу демодулятора, выход которого соединен с дополнительно установленными, последовательно соединенными блоком АЦП, процессором БПФ, вычислительным устройством и видеотерминалом, причем второй выход блока АЦП непосредственно подключен ко второму входу вычислительного устройства, третий вход которого соединен с выходом дополнительно установленной буферной памяти.

16. Устройство по п. 15, отличающееся тем, что информационно-измерительный оптоволоконный кабель закреплен на поверхностях всех устройств, входящих в состав магистрального нефтегазопровода, например, с помощью защитной полиэтиленовой пленки.

17. Устройство по п. 15, отличающееся тем, что в состав демодулятора входят четыре однотипные, независимые электронные схемы синхронного детектирования с гетеродинным преобразователем частот электрических сигналов, поступающих от блока фотоприемников, соединенного через оптический разъем с выходом информационно-измерительного оптоволоконного кабеля.

18. Устройство по п. 16, отличающееся тем, что с целью снижения погрешности измерений из-за снижения качества опорного и измерительных сигналов для увеличения отношения сигнал/шум в информационно-измерительном оптоволоконном кабеле большой протяженности в разрез кабеля устанавливают промежуточные оптические усилители на расстоянии L1=L/N1, где N1 - число промежуточных насосных или компрессорных станций в магистральном нефтегазопроводе.

19. Устройство по п. 15 или 18, отличающееся тем, что оптический усилитель в источнике модулированной волновой энергии как и промежуточные оптические усилители выполнены полупроводниковыми или волоконными, например, на основе легированных эрбием или иттербием оптических волокон.

20. Устройство по п. 15, в котором импульсный когерентный лазер имеет стабильность частоты не хуже (0,001-0,01)Т-1.

21. Устройство по п. 15, в котором блок фотоприемников выполнен на основе p-i-n или лавинных фотодиодов с трансимпедансными усилителями.

22. Устройство по п. 15, в котором буферная память выполнена в виде оптического накопителя, изготовленного по технологии «Blu-ray».



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к диагностике систем управления и контроля в промышленных процессах. Способ проведения диагностики с помощью полевого устройства и идентификации в ответ на это диагностируемого состояния в промышленном процессе, содержит этапы, на которых: измеряют инфракрасные излучения из места в промышленном процессе с помощью матрицы инфракрасных датчиков, содержащей множество инфракрасных датчиков; сравнивают выходной сигнал с первого участка матрицы датчиков с выходным сигналом со второго участка матрицы датчиков; в ответ на сравнение предоставляют выходной сигнал, указывающий диагностируемое состояние, на основе соотношения между выходным сигналом от первого участка матрицы датчиков и выходным сигналом от второго участка матрицы датчиков, определенного на этапе сравнения.

Группа изобретений относится к диагностике систем управления и контроля в промышленных процессах. Способ проведения диагностики с помощью полевого устройства и идентификации в ответ на это диагностируемого состояния в промышленном процессе, содержит этапы, на которых: измеряют инфракрасные излучения из места в промышленном процессе с помощью матрицы инфракрасных датчиков, содержащей множество инфракрасных датчиков; сравнивают выходной сигнал с первого участка матрицы датчиков с выходным сигналом со второго участка матрицы датчиков; в ответ на сравнение предоставляют выходной сигнал, указывающий диагностируемое состояние, на основе соотношения между выходным сигналом от первого участка матрицы датчиков и выходным сигналом от второго участка матрицы датчиков, определенного на этапе сравнения.

Группа изобретений относится к области контроля герметичности и может быть использована для контроля герметичности газовых или жидкостных трубопроводов с определением координаты места течи.

Группа изобретений относится к метрологии, в частности к способу определения места утечки. Выполняют принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе, на котором закреплены два акустических датчика, расположенные на заданном расстоянии друг от друга по длине трубопровода; прием акустических импульсных сигналов первым и вторым акустическим датчиком с фиксацией времени прихода акустических импульсов сначала на первый акустический датчик - ближний, а затем - на второй акустический датчик; определение средней групповой скорости звука распространения акустического сигнала в трубопроводе, прием акустического сигнала от течи первым и вторым акустическими датчиками с последующими обработкой полученного сигнала и определением времени задержки прихода сигнала на датчики от течи, определением расстояния до течи в трубопроводе от одного из датчиков на основании определенных времени задержки прихода сигнала на датчики от течи и измеренной средней групповой скорости звука в трубопроводе.

Использование: для подводного обнаружения присутствия одного или более пузырьков. Сущность изобретения заключается в том, что устройство для подводного обнаружения присутствия одного или более пузырьков в водной среде содержит первую конструкцию, имеющую нижний внешний край для задания области, в пределах которой устройство обладает возможностью сбора одного или более пузырьков, вторую конструкцию для обеспечения пространственной концентрации в зоне обнаружения одного или более пузырьков, принятых в пределах области, заданной нижним внешним краем, и блок обнаружения для обнаружения одного или более пузырьков, сконцентрированных при работе устройства с помощью конструкции для обеспечения концентрации пузырьков, проходящих в зону обнаружения, и для формирования выходного сигнала, указывающего на прохождение одного или более пузырьков через зону обнаружения.

Изобретение относится к гидроакустике, в частности к средствам обнаружения утечек. Способ предполагает прием и регистрацию сигнала окружающего акустического шума в диапазоне частот соответствующих частотам собственных пульсаций пузырьков в жидкости, разбиение сигнала на поддиапазоны, фильтрацию, расчет спектров и построение спектрограмм.

Изобретение относится к области испытаний на герметичность и может быть использовано для контроля герметичности запорной аппаратуры трубопроводов. Сущность: устройство содержит акустический датчик (1) с усилителем сигналов (2).

Изобретение относится к экологии, защите и мониторингу окружающей среды и может быть использовано для обнаружения утечек газа из газопроводов и технических систем добычи углеводородов, для локализации и исследований природных источников газов под водой, а также для количественной оценки объемов выходящих в области дна газов.

Использование: для мониторинга подземного трубопровода. Сущность изобретения заключается в том, что опрашивают оптическое волокно, расположенное вдоль пути трубопровода, для обеспечения распределенного акустического измерения, вводят акустический импульс в канал, измеряют посредством распределенного акустического измерения отклик на акустический импульс на каждом из совокупности дискретных продольных измерительных участков и выводят из совокупности измерений профиль состояния канала, причем этот канал представляет собой трубопровод, а акустический импульс сформирован снарядом, проходящим по трубопроводу.

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.

Изобретение относится к области исследования устройств на герметичность и может быть использовано для проверки на функциональную пригодность испытательного устройства для контроля протечек.

Изобретение относится к кабельным сетям и может быть использовано для предотвращения распространения пожара в смежные помещения через кабельные уплотнительные коробки (герметичный ввод, гермоввод, кабельные коробки), например, на морских судах.

Изобретение относится к средствам контроля и устранения негерметичности и предназначено для использования в машиностроении. Описан способ герметизации узких, неравномерных зазоров в цилиндрических металлических соединениях анаэробными композициями на основе олигокарбонатакрилатов, в котором с целью уплотнения зазоров используется естественная усадка композиции, являющаяся свойством непредельных олигомеров усаживаться при полимеризации на 1-5%, с образованием зазоров между стенками цилиндрической поверхности и твердым полимером, что создает вакуум в зазорах и способствует засасыванию жидкой композиции, находящейся на поверхности в незаполимеризованном состоянии, и ее последующую полимеризацию в зазоре.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано, например, при испытаниях полостей устройств авиационной и ракетной техники. Сущность: устройство содержит корпус (1), с наружного торца (2) которого имеется расточка (3), сообщенная с внутренней полостью (4) корпуса (1).

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано при испытаниях полостей устройств авиационной и ракетной техники, а также в других областях техники.

Изобретение относится к контрольным течам и может быть использовано, например, для получения количественных характеристик негерметичности изделий, настройки и определения чувствительности течеискательной аппаратуры.

Изобретение относится к способам дистанционного мониторинга нефтяного пятна, образовавшегося подо льдом при аварийной утечке нефти из подводного нефтепровода. Сущность: в место (3) утечки нефти из подводного нефтепровода (2) подают магнитный материал в мелкодисперсном состоянии.

Изобретение относится к диагностике трубопроводов для оценки их остаточного ресурса. Способ определения остаточного ресурса трубопровода может быть применен для определения остаточного ресурса трубопровода в напорных трубопроводах круглого сечения.

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического испытания с использованием воды, выполняемому для проверки качества сварной трубы, например трубы, сваренной при помощи электрической контактной сварки, или спиральной трубы, и бесшовной трубы.

Изобретение относится к области испытаний на герметичность и может быть использовано для контроля герметичности днищ топливных баков жидкостных ракет. Сущность: изделие (2) размещают в испытательной вакуумной камере, состоящей из монтажного стола (1) и вакуумного колпака (3).

Использование: для обнаружения дефектов изоляционного покрытия технологических или магистральных трубопроводов или иных изделий, расположенных в труднодоступных местах.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для контроля параметров длинномерных объектов и протяженных участков в различных средах. Информационно-измерительный оптоволоконный кабель, имеющий четыре чувствительные оптоволоконные пары, каждая из которых содержит два параллельно протянутых и контактирующих между собой по общей образующей цилиндрических кварцевых стекловолокна, помещенных в общую светоотражающую оболочку, закрепляют на поверхности всех устройств нефтегазопровода. Генерируют и подают оптические импульсы на вход опорного канала каждой чувствительной пары, получают оптические сигналы на выходах всех пар кабеля и осуществляют их фотопреобразование в электрические сигналы, затем синхронно детектируют, интегрируют, усиливают и преобразуют эти электрические сигналы в пространственно-временные распределения кривизны, изгибающих сил, полей вибраций и температуры вдоль магистрального нефтегазопровода. Для осуществления указанных операций используется устройство, в состав которого входит импульсный когерентный лазер, подключенный через оптический усилитель и оптический разъем на вход информационно-измерительного оптоволоконного кабеля, последовательно закрепленного на поверхностях всех устройств магистрального нефтегазопровода, а выход кабеля также через оптический разъем и блок фотоприемников, подключен к входу демодулятора, выход которого связан с последовательно соединенными блоком аналого-цифровых преобразователей, процессором быстрого преобразования Фурье, вычислительным устройством и видеотерминалом, причем второй выход блока АЦП непосредственно подключен ко второму входу вычислительного устройства, третий вход которого соединен с выходом дополнительно установленной буферной памяти. Технический результат - повышение точности и селективности контроля за счет расширения диапазона данных при контроле состояния магистрального нефтегазопровода. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 11 ил.

Наверх