способ и устройство для обнаружения и диагностики дефектов газовых трубопроводов

Формула изобретения

1. Способ обнаружения и диагностики дефектов в магистральных газопроводах, использующий естественный шум газового потока, заключается в том, что на трубе устанавливают накладной датчик продольных колебаний, с его помощью записывают в память вычислительного устройства в течение достаточно длительного интервала времени оцифрованный шумовой сигнал, содержащий в себе отражения от дефектов трубопровода, разделенные временными задержками, а затем вычисляют функцию автокорреляции записанного сигнала путем последовательных сдвигов исходного сигнала дискретными шагами в пределах временной задержки отражений на максимальную дистанцию зондирования, при этом координаты дефектов определяют по положению максимумов функции автокорреляции на временной оси, а классификацию дефектов производят по амплитуде, длительности и форме корреляционных максимумов.

2. Устройство для обнаружения и диагностики дефектов газовых трубопроводов, содержащее датчики продольных колебаний, установленные в фиксированных сечениях трубы вдоль трассы трубопровода на расстояниях порядка нескольких километров, и вычислители с блоками памяти и автономным батарейным электропитанием, связанные с датчиками колебаний и системным компьютером кабельными линиями, при этом выходы датчиков через буферные усилители подключены к входам аналого-цифровых преобразователей, преобразующих сигналы датчиков в цифровую форму, а выходы аналого-цифровых преобразователей подключены к вычислителям с блоками памяти, характеризующееся тем, что вычислители, осуществляющие вычисление функций автокорреляции записанных в память сигналов, содержащих в себе отражения от дефектов, выполнены в виде микропроцессоров с памятью, таймеров для синхронизации составных элементов, и интерфейсного блока, формирующего выходные коды для передачи вычисленной функции корреляции по кабельной линии на системный компьютер.

3. Устройство по п.2, характеризующееся тем, что дистанция между датчиками продольных колебаний выбирается согласно погонному затуханию продольной звуковой волны в низкочастотном диапазоне спектра шумов с таким расчетом, чтобы уровень отраженных сигналов от дефектов трубы на половинной дистанции между смежными датчиками составлял не менее 1/30 от стационарного уровня шумов газового потока.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области акустической дефектоскопии и предназначено для использования в стационарных системах мониторинга магистральных газопроводов.

Известны способы обнаружения и диагностики дефектов трубопроводов, основанные на использовании метода активной эхолокации продольной акустической волной (1-4). Эти способы предполагают наличие активного излучателя звуковых импульсов и приемника сигналов, отраженных от локальных неоднородностей трубы типа трещин, раковин, отслоений металла, очагов коррозии. Анализ отраженных импульсов от дефектов трубы выполняют аналоговым или цифровым методом по временной задержке импульсов, их амплитуде, форме, спектральному составу. Временная задержка отраженных импульсов позволяет определить координаты дефекта, а амплитуда, форма и спектральный состав дают количественную и качественную оценку дефекта. При значительном уровне шумов и помех выделение отраженного сигнала на фоне превосходящих по амплитуде помех осуществляют методом корреляционной обработки с использованием эталона сравнения, что позволяет повысить дальность зондирования и качество получаемых оценок дефектов.

Недостатком способа активной эхолокации дефектов является сложность системы диагностики и большое энергопотребление, обусловленное наличием мощных излучателей звуковых посылок и необходимых для этого передатчиков. Для мониторинга магистрального трубопровода большой протяженности система контроля, основанная на методе активной эхолокации, была бы неприемлемо сложной и дорогостоящей.

Известны также способы и устройства пассивной акустической диагностики, основанные на акустической эмиссии дефектов трубопровода в виде трещин, утоньшения стенки вследствие коррозии, раковин, отслоений металла (5). Согласно описанию способ акустико-эмиссионного контроля трубопроводов предназначен для выявления потенциально опасных дефектов магистральных трубопроводов. Способ заключается в том, что к трубопроводу подсоединяют один или несколько акустических датчиков (преобразователей), связанных с приемоизлучающей аппаратурой, регистрируют сигналы акустического излучения трубы и по этим сигналам судят о степени повреждения трубопроводов. При этом к трубе прикладывают изгибающие или сжимающие усилия для проявления дефектов. Применительно к поставленной задаче недостаток данного способа состоит в том, что он позволяет контролировать только ограниченный участок трубопровода и при исследовании предполагает непосредственное участие оператора. Для непрерывного мониторинга состояния трубопровода в автоматическом режиме этот способ и основанные на нем устройства не пригодны, так как сигналы акустической эмиссии излучаются только при дополнительном силовом воздействии на трубу.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому по совокупности признаков является "Способ акустико-эмиссионного контроля технического состояния трубопроводов" и его варианты реализации (6) (патент на изобретение RU 2207562, 30.01.2002 г.). Способ заключается в том, что по длине трубопровода размещают датчики акустической эмиссии, нагружают трубопровод давлением и регистрируют сигналы акустической эмиссии с помощью электронных вычислительных устройств. По параметрам сигналов эмиссии судят о наличии дефектов и степени повреждения трубопровода. При первичном обследовании акустические сигналы записываются на технический носитель информации и хранятся в паспорте трубопровода. При последующих обследованиях эти данные используются как базовые для сравнения с вновь полученными данными и оценки возможных изменений состояния трубопровода.

Недостатком метода акустической эмиссии в целом и прототипа в частности является то, что сигналы акустической эмиссии не имеют четких отличительных признаков от общего шума потока нефтепродуктов. Их выделение на фоне общего шума возможно, если только отдельные спектральные составляющие превышают средний уровень шума. Обычно дефекты при нагружении излучают более высокочастотные составляющие спектра (скрипящие трещины) по сравнению со средними частотами основных энергонесущих составляющих шума. Но высокочастотные составляющие спектра быстро затухают с расстоянием, поэтому дистанционность метода мала и не превышает 70÷200 м. Возможность оснащения датчиками с таким шагом всего газопровода протяженностью до 1000 км и более представляется нереализуемой. Для выделения сигналов акустической эмиссии на фоне превосходящих по уровню шумов не может быть использован метод взаимного корреляционного анализа, поскольку отсутствует эталон сравнения.

Задачей настоящего изобретения является разработка способа и устройства, свободного от указанных недостатков прототипа. Требуется построить систему, которая позволила бы осуществлять постоянный круглосуточный мониторинг состояния газопровода в течение всего срока эксплуатации по всей длине трассы и выявлять потенциально опасные дефекты трубы, вызванные коррозией и эксплуатационными нагрузками.

Указанная цель достигается предлагаемым способом и устройством, реализующим этот способ.

1. Способ обнаружения и диагностики дефектов магистральных газопроводах, использующий естественный шум газового потока, заключается в том, что на трубе устанавливают накладной датчик продольных колебаний, с его помощью записывают в память вычислительного устройства в течение достаточно длительного интервала времени оцифрованный шумовой сигнал, содержащий в себе отражения от дефектов трубопровода, разделенные по времени задержками, а затем вычисляют функцию автокорреляции записанного сигнала путем последовательных сдвигов исходного сигнала дискретными шагами в пределах временной задержки отражений на максимальную дистанцию зондирования, при этом координаты дефектов определяют по положению максимумов функции автокорреляции на временной оси, а классификацию дефектов производят по амплитуде, длительности и форме корреляционных максимумов.

2. Устройство для обнаружения и диагностики дефектов газовых трубопроводов, содержащее датчики продольных колебаний, установленные в фиксированных сечениях трубы вдоль трассы трубопровода на расстояниях порядка нескольких километров, и вычислители с блоками памяти и автономным батарейным электропитанием, связанные с датчиками колебаний и системным компьютером кабельными линиями, при этом выходы датчиков через буферные усилители подключены к входам аналого-цифровых преобразователей, преобразующих сигналы датчиков в цифровую форму, а выходы аналого-цифровых преобразователей подключены к вычислителям с блоками памяти, технический результат достигается тем, что:

вычислители, осуществляющие вычисление функций автокорреляции записанных в память сигналов, содержащих в себе отражения от дефектов, выполнены в виде микропроцессоров с памятью, таймеров для синхронизации составных элементов и интерфейсного блока, формирующего выходные коды для передачи суммарной функции корреляции по кабельной линии на системный компьютер.

3. Устройство по п.2 отличается тем, что дистанция между датчиками продольных колебаний выбирается согласно погонному затуханию продольной звуковой волны в низкочастотном диапазоне спектра шумов с таким расчетом, чтобы уровень отраженных сигналов от дефектов трубы на половинной дистанции между смежными датчиками составлял не менее 1/30 от стационарного уровня шумов газового потока.

Преимущество предлагаемого способа, позволяющего устранить недостатки прототипа и аналогов, заключается в том, что отраженные от дефектов шумовые сигналы близки по форме к исходному сигналу, но только сдвинуты по времени на величину задержки распространения. Подобие формы позволяет выявить отражения на фоне превосходящих по амплитуде шумов методом корреляционного анализа. Длительная регистрация шумового сигнала, содержащего отражения от дефектов, позволяет накопить полезный сигнал и за счет этого увеличить отношение сигнала к шумам до требуемого уровня. Возможность выделения относительно слабых отраженных сигналов методом автокорреляции позволяет увеличить дальность зондирования, ограниченную погонным затуханием звука в трубе. Увеличенная дальность зондирования дает возможность пропорционально сократить количество требуемых датчиков и связанных с ними вычислителей. На оптимальной частоте спектра шумов 2 кГц дальность зондирования составляет 5 км.

По аналогии с радиолокацией дефектов в кабельных линиях к трубопроводам также применима теория волноводов. Согласно этой теории отражения звука происходят от любых неоднородностей волнового сопротивления трубы. К таким неоднородностям относятся не только явные дефекты типа трещин, очагов коррозии, но и скрытые дефекты типа раковин, свищей сварных швов, отводов от трубы, несанкционированных подключений, резких изгибов. Каждый вид неоднородностей волнового сопротивления имеет свою картину корреляционной функции, позволяющую классифицировать дефекты и давать их количественную оценку.

Технический результат изобретения, заключающийся в расширении функциональных возможностей и повышении технико-экономических показателей нового способа и устройства, достигается тем, что вычислители с памятью и батарейным источником питания, осуществляющие вычисление функций автокорреляции записанных в память сигналов, выполнены в виде микропроцессора с накопительным блоком, таймера, выполняющего синхронизацию составных элементов, и интерфейсного блока, формирующего коды для передачи результатов корреляционной обработки по линии связи в системный компьютер.

На Фиг.1 представлена функциональная блок-схема устройства. В состав устройства, устанавливаемого по одному комплекту в каждом сечении трубопровода, входят:

датчик продольных звуковых колебаний 1; буферный усилитель 2, усиливающий сигналы датчика; аналого-цифровой преобразователь 3, преобразующий сигналы датчика в цифровую форму; микропроцессор с памятью 4, выполняющий корреляционную обработку и накопление результатов вычислений; интерфейсный блок 5, формирующий коды для передачи данных по линии связи; таймер 6, синхронизирующий работу датчика, микропроцессора и интерфейсного блока. Питание всех блоков устройства осуществляется от автономного батарейного источника 7. Блоки устройства связаны между собой так, что выход датчика 1 через буферный усилитель 2 подключен ко входу аналого-цифрового преобразователя 3, выход аналого-цифрового преобразователя подключен к входу микропроцессора 4, выход которого, в свою очередь, соединен со входом интерфейсного блока 5. Таймер 6 имеет три выхода, подключенные к входам синхронизации датчика, аналого-цифрового преобразователя и интерфейсного блока.

Работа устройства для обнаружения и диагностики дефектов трубы газового трубопровода происходит следующим образом. В произвольный момент времени, задаваемый таймером 6, включается питание и начинается регистрация шумового сигнала газового потока. Датчик 1 воспринимает продольные колебания трубы, вызванные касательным трением турбулентного газового потока. Выходной сигнал датчика усиливается усилителем 2 и поступает на вход аналого-цифрового преобразователя 3. Аналого-цифровой преобразователь преобразует аналоговый сигнал в цифровую форму, сохраняя все информативные признаки - спектральный состав, форму огибающей, фазу несущей частоты. Каждый датчик воспринимает продольные колебания трубы, в которых содержатся отдельные составляющие, вызванные воздействием газового потока и непрерывными отражениями от дефектов газопровода. Отражения от дефектов приходят к датчикам с двух сторон и отличаются между собой сдвигом по фазе спектральных составляющих на 180° по отношению к порождающему отражения общему исходному сигналу. В результате корреляционной обработки принятые с разных направлений отражения имеют разные знаки максимумов корреляционной функции.

Алгоритм вычисления функции автокорреляции заключается в перемножении амплитуд сигнала самого на себя, с пошаговым сдвигом по времени на определенную величину и последующего осреднения произведений с учетом их знака. При отсутствии отраженных сигналов функция автокорреляции случайного шумового сигнала равняется нулю при всех временных сдвигах. При наличии отраженного сигнала функция автокорреляции имеет максимум, амплитуда которого пропорциональна амплитуде отражения, а временный сдвиг сигнала относительно самого себя равняется задержке отражения. Временные сдвиги длительных реализаций сигнала (в среднем порядка 10 мин) в процессе пошагового вычисления автокорреляционной функции ограничивают интервалом задержки отражений с максимальной дистанции зондирования. При дальности зондирования 5 км задержка отражения составляет 2 с при скорости звуковой волны 5000 м/с. Положение максимума функции автокорреляции на оси времени дает координаты дефекта, а амплитуда и форма максимума дают параметры классификации дефекта. Результирующая функция автокорреляции после накопления в течение одного сеанса измерений передается по линии связи и анализируется на приемном конце в системном компьютере. Информация об обнаруженных дефектах трубы накапливается в базе данных в течение года и более, что позволяет отслеживать развитие дефектов и прогнозировать аварийные ситуации.

Источники информации

1. RU 97100536, 10.02.1999 г.	Многопараметрический дефектоскоп
МПК G01N 29/00
2. RU 2278378, 20.06.2006 г.	Способ выявления нарушений соединения полимерного
	покрытия с металлическими трубами
МПК G01N 29/48
3. RU 2301420, 20.06.2007 г.	Способ определения затухания продольных
	ультразвуковых колебаний в материале
МПК G01N 29/00
4. RU 2089896, 10.09.1997 г.	Способ исследования дефектов трубопровода и
	устройство для его осуществления
МПК G01N 29/10
5. RU 94042034, 20.09.1996 г.	Способ акустико-эмиссионного контроля
	трубопроводов
МПК G01N 29/14
6. RU 2207562, 27.06.2003 г.	Способ акустико-эмиссионного контроля технического
	состояния трубопроводов (прототип)
МПК G01N 29/14