WO2022086362A1 - Система и способ бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе - Google Patents

Система и способ бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе Download PDF

Info

Publication number
WO2022086362A1
WO2022086362A1 PCT/RU2021/000062 RU2021000062W WO2022086362A1 WO 2022086362 A1 WO2022086362 A1 WO 2022086362A1 RU 2021000062 W RU2021000062 W RU 2021000062W WO 2022086362 A1 WO2022086362 A1 WO 2022086362A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
pipeline
mechanical stresses
magnetic flux
contact measurement
flux density
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/RU2021/000062
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Игорь Сергеевич КОЛЕСНИКОВ
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Individual
Original Assignee
Individual
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Individual filed Critical Individual
Priority to EP21851785.2A priority Critical patent/EP4016025A4/en
Priority to US17/611,662 priority patent/US11927495B2/en
Priority to CA3194193A priority patent/CA3194193A1/en
Publication of WO2022086362A1 publication Critical patent/WO2022086362A1/ru
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
    • G01L1/00—Measuring force or stress, in general
    • G01L1/12—Measuring force or stress, in general by measuring variations in the magnetic properties of materials resulting from the application of stress
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
    • G01L1/00—Measuring force or stress, in general
    • G01L1/12—Measuring force or stress, in general by measuring variations in the magnetic properties of materials resulting from the application of stress
    • G01L1/127—Measuring force or stress, in general by measuring variations in the magnetic properties of materials resulting from the application of stress by using inductive means
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M3/00—Investigating fluid-tightness of structures
    • G01M3/02—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum
    • G01M3/04—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point
    • G01M3/16—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using electric detection means
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
    • G01N27/72—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables
    • G01N27/82—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws
    • G01N27/83—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws by investigating stray magnetic fields

Definitions

  • the invention relates to the field of measuring technology using computer technology and can be used in the field of industry that operates pipelines (oil and gas, construction, energy, nuclear, utilities, diagnostics of metal structures, environmental protection).
  • the stress state of the walls of thin-walled pipes of pipelines is mainly determined by two main stresses: circumferential and longitudinal. Ring stresses in the pipe wall arise from the internal pressure of the transported medium, and in the absence of possible inhomogeneities and defects, these stresses are constant along the circumference of the considered pipe section. In the case of a defect or inhomogeneities, there will be an uneven distribution of hoop stresses in the area of this inhomogeneity, and this anisotropy will be due to the local stress concentration. Longitudinal stresses are the sum of . stresses due to: 1. internal pressure of the medium (calculated as a fraction of the ring); 2. possible temperature deformations; 3.
  • the practical priority task of determining the stress state of pipelines is the assessment of bending stresses in potentially hazardous sections of the pipeline.
  • the known solution has disadvantages. Among these shortcomings, there is a low accuracy in determining the mechanical stresses in the pipeline. This disadvantage is due to the fact that in the known solution it is possible to control only one type of voltage with the appropriate orientation of the device. In other words, in the known solution, it is not possible to measure the magnetic flux density simultaneously through four planes in space, followed by the determination of mechanical stresses in the pipeline based on the calculated distribution of mechanical stresses at each measured point along the entire length of the pipeline.
  • the objective of the invention is to eliminate the above disadvantages and create a solution that provides the determination of the actual state of the pipeline operating under real loads.
  • a system for non-contact determination of mechanical stresses in a pipeline containing: a device for non-contact measurement of mechanical stresses in a pipeline, containing at least three devices for non-contact measurement of magnetic flux density, and configured to move along the axis of the pipeline by distance from it with subsequent transmission to the computing device of data on mechanical stresses in the pipeline, where the data contain information on the form of distribution of mechanical stresses; wherein each of the mentioned devices for non-contact measurement of magnetic flux density includes an array of sensors configured to measure magnetic flux density by sequential non-contact measurement of characteristic parameters along the axis of the pipeline, while the characteristic parameters are magnetic field induction gradients dB characterizing the change in magnetic flux density passing through the array of sensors in the process of moving the mentioned device for non-contact measurement of mechanical stresses along the pipeline axis at a distance remote from it, where: transverse ring
  • non-contact determination of mechanical stresses in the pipeline is performed above the pipeline, located in at least one of the following locations: in mountainous areas, in wetlands, in areas with ground movements and landslide effects, areas with increased seismic activity, in water environment with possible slack
  • At least one array of sensors is made according to the differential switching circuit.
  • the YZ, XY planes and two XZ planes are located in a coordinate system spatially associated with the pipeline.
  • the device for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline is made in the form of a frame of non-magnetic materials with the ability to change the apertures of each device for non-contact measurement of magnetic flux density depending on the diameter of the pipeline and the distance to its axis, followed by the transformation of the coordinate system into a cylindrical coordinate system associated with the axis of the pipeline.
  • an array of sensors of at least one device for non-contact measurement of magnetic flux density is made in the form of an array of fluxgate sensors configured to adjust the frequency of the excitation current, and non-contact measurement of magnetic flux density of a resonant nature, followed by determining the type of inhomogeneity or features of the pipeline ( defect) as a result of correlation with the natural frequency of such an inhomogeneity or feature.
  • the device for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline contains a system of control sensors, including pressure sensors, a GPS or GLONASS module to provide the ability to determine the location of the device with respect to the axis of the pipeline in horizontal and vertical planes, under water or in the air.
  • each of the non-contact magnetic flux density measurement devices is configured to change positions along the distribution circumference of magnetic flux lines directed from the center of the pipeline axis or magnetic flux lines directed towards the center of the pipeline axis to convert measurements to a cylindrical coordinate system.
  • the device for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline contains a plurality of gyroscopes and accelerometers configured to determine the current state and the exact position of the said device in the coordinate system associated with the pipeline at the time of measurement under conditions of possible fluctuations to enable determining the distance from the initial measuring section to the final measuring section.
  • the device for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline contains a beacon sensor made in the form of a non-volatile source of electromagnetic radiation to enable detection of the non-contact measurement device if it is used on a carrier controlled by an operator remotely.
  • the device for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline and the computing device for determining mechanical stresses are separated from each other in space and are connected to each other by wired and/or wireless communication lines.
  • a method for non-contact determination of mechanical stresses in the pipeline including the stages at which: non-contact measurement of the magnetic flux density by means of arrays of sensors by sequential non-contact measurement of characteristic parameters along the axis of the pipeline, while the characteristic parameters are the gradients of the magnetic field induction dB, characterizing the change in the density of the magnetic flux passing through the array of sensors during their movement along the axis of the pipeline at a distance from it, where the measurement of the magnetic flux density includes: i) non-contact measurement of the magnetic flux density in the YZ plane, where the YZ plane determines the area of action of the transverse hoop stresses of the pipeline, ii) non-contact measurement of the magnetic flux density in the XY plane, where the XY plane determines the area of action of the longitudinal-horizontal stresses of the pipeline and bending moments, iii) non-contact measurement of the magnetic flux density in two XZ planes located at a distance from each other t friend
  • non-contact determination of mechanical stresses in the pipeline is performed above the pipeline, located in at least one of the following locations: in mountainous terrain, in wetlands, in terrain with ground movements and landslide effects, terrain with increased seismic activity, in water environment with possible slack.
  • the YZ, XY and two XZ planes are located in a coordinate system spatially associated with the pipeline.
  • the method includes the step of determining the location of the array of sensors with respect to the axis of the pipeline in the horizontal and vertical planes, under water or in the air by means of pressure sensors and/or a GPS/GLONASS module. [0022] Additionally, the method includes the step of changing the positions of the sensor arrays along the circumference of the distribution of magnetic flux lines directed from the center of the pipeline axis or magnetic flux lines directed towards the center of the pipeline axis to convert measurements to a cylindrical coordinate system.
  • the method includes the step of determining, by means of a plurality of gyroscopes and accelerometers, the current state and the exact position of the sensor arrays in the coordinate system associated with the pipeline at the time of measurement in conditions of possible fluctuations to enable determining the distance from the initial measurement site to the final measurement site.
  • FIG. 1 is a block diagram of a system for non-contact determination of mechanical stresses in a pipeline.
  • FIG. 2 is a schematic representation of the layout of the YZ, XY planes and two XZ planes.
  • FIG. 3 is a block diagram of the steps of a method for non-contact determination of mechanical stresses in a pipeline.
  • FIG. 1 A schematic of a system 100 for non-contact determination of mechanical stresses in conduit 108 is shown in FIG. 1.
  • the system 100 includes a device 101 for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline 108 and a computing device 102 for determining mechanical stresses.
  • the device 101 includes the first device 103 for non-contact measurement of the magnetic flux density, the second a non-contact magnetic flux density measurement device 104; and a third non-contact magnetic flux density measurement device 105.
  • Computing device 102 includes a processor 106 and a memory 107.
  • the processor 106 is connected to the memory 107 via a bus (not shown in Fig.) receiving and transmitting data.
  • the computing device 102 is connected to the non-contact measurement device 103 via a data receiving and transmitting channel.
  • the computing device 102 and the device 103 can be separated from each other in space and connected to each other by wired and/or wireless communication lines.
  • communication lines for example, a SPI communication line, Bluetooth, Wifi, GPRS/LTE, or acoustic electromagnetic communication systems under water can be used.
  • the non-contact magnetic flux density measurement devices 103, 104, and 105 are within the non-contact magnetic flux density measurement device 103, and within it transmit the measurement data to the processor 106 within the computing device 102.
  • measurement refers to sequential scanning while moving device 101 along the axis of the pipeline at a distance remote from it.
  • the device 101 non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline 108 contains at least three devices 103, 104, 105 for non-contact measurement of the magnetic flux density and is configured to move along the axis of the pipeline 108 at a remote distance from it, with subsequent transmission to the computing device 102 of data on mechanical stresses in the pipeline.
  • the mentioned data contain information about the form of distribution of mechanical stresses. It should be noted that the form of distribution of mechanical stresses can be different. For example, directed stresses along and across the axis of the pipeline may have different hazards, while the level of the magnetic field amplitude and, accordingly, the deviation of the increment of the Earth's magnetic field vector module from the average background values may be the same. But the danger of the pipeline in the area of each such crack will be different.
  • the device 101 for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline can be made in the form of a frame made of non-magnetic materials with the ability to change the apertures (sensor bases) of each device for non-contact measurement of the magnetic flux density depending on the diameter of the pipeline 108 and the distance to its axis, with subsequent transformation of the system coordinates into a cylindrical coordinate system associated with the axis of the pipeline.
  • the device 101 for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline may additionally contain a monitoring sensor system, including pressure sensors (not shown in Fig.), a GPS or GLONASS module (not shown in Fig.) to enable location of the device in relation to axis of the pipeline 108 in the horizontal and vertical planes, under water or in the air.
  • the device 101 for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline 108 may further comprise a plurality of gyroscopes and accelerometers (not shown in FIG.) configured to determine the current state and exact position of said device in the coordinate system associated with the pipeline 108 at the time of measurement in conditions of possible fluctuations to ensure the possibility of determining the distance from the initial measurement site to the final measurement site.
  • the device 101 for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline may additionally contain a beacon sensor (not shown in Fig.), made in the form of a non-volatile source of electromagnetic radiation to enable detection of the non-contact measurement device if it is used on a carrier controlled by the operator remotely.
  • a beacon sensor (not shown in Fig.), made in the form of a non-volatile source of electromagnetic radiation to enable detection of the non-contact measurement device if it is used on a carrier controlled by the operator remotely.
  • Each of said devices 103, 104, and 105 includes an array of sensors (not shown in FIG.) capable of measuring magnetic flux density by successively non-contact measurement of characteristic parameters along the axis of conduit 108.
  • characteristic parameters magnetic field induction gradients are used.
  • dB characterizing the change in the density of the magnetic flux passing through the array of sensors in the process of moving the said device 101 for non-contact measurement of mechanical stresses along the axis of the pipeline 108 at a distance remote from it.
  • at least one array of sensors may be implemented in a differential circuit.
  • an array of sensors of at least one device for non-contact measurement of the magnetic flux density can be made in the form of an array of fluxgate sensors, configured to adjust the frequency of the excitation current, and non-contact measurement of the magnetic flux density of a resonant nature, followed by determining the type of inhomogeneity or feature pipeline 108 (defect), as a result of correlation with the natural frequency of such a heterogeneity or feature.
  • each of the mentioned devices for non-contact measurement of magnetic flux density can be configured to change positions along the distribution circumference of magnetic flux lines directed from the center of the pipeline axis or magnetic flux lines directed towards the center of the pipeline axis to convert measurements to a cylindrical coordinate system.
  • the first non-contact magnetic flux density measurement device 103 is configured to non-contact measurement magnetic flux density in the YZ plane (see Fig. 2, the plane bounded by points 1-2-3-4-5-6).
  • the YZ plane defines the scope of the transverse hoop stresses of the pipeline.
  • the second device 104 for non-contact measurement of the magnetic flux density is configured to non-contact measurement of the magnetic flux density in the XY plane (see Fig. 2, the plane bounded by points 1-2-7-8).
  • the XY plane defines the scope of the longitudinal-horizontal stresses of the pipeline and bending moments.
  • the third non-contact magnetic flux density measurement device 105 is configured to non-contactly measure the magnetic flux density in two XZ planes located at a distance from each other (see Fig.
  • the mentioned XZ planes define the area of action of longitudinal-vertical stresses and bending moments.
  • said non-contact measurements take place simultaneously in the YZ, XY and two XZ planes.
  • the YZ, XY planes and two XZ planes can be located in coordinate system spatially associated with pipeline 108.
  • the computing device 102 for determining mechanical stresses includes a memory 107 connected to the processor and configured to receive from the device 101 for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline 108 and transmit control data to the said device 101 for non-contact measurement via a data reception and transmission channel.
  • the processor 106 is configured to perform the following operations: receiving from the device 101 for non-contact measurement of mechanical stresses in the pipeline 108 data of characteristic parameters in the form of gradients of magnetic field induction dB, which characterize the change in magnetic flux density, calibrating these characteristic parameters based on those received from the said non-contact measurement device data, in which, according to the known data, calibration coefficients are determined that characterize the magnetomechanical state of a homogeneous pipeline 108 over its entire length as a dependence of a change in magnetic flux density on a change in mechanical moment, calculation of the distribution of mechanical stresses at each measured point throughout the pipeline 108 by means of matrix transformations, where as a result of matrix transformations increments are determined the main stress vector at each measured point, and determining the mechanical stresses in the pipeline 108 based on the calculated distribution of mechanical stresses at each measured point along the entire length of the pipeline 108, where anomalies are determined under the given stress limit criteria.
  • Calibration coefficients are defined as ratios of magnetic and mechanical moments. Said calibration is determined as from conditions of known differences in magnetic moments in two different sections of conduit 108 or known differences in mechanical moments for conditions of difference in internal pressure or temperature.
  • the transverse ring, longitudinal-horizontal and longitudinal-vertical stresses are calculated separately as projections of the main stress vector onto the corresponding planes lying in the stress area. According to the maximum deviation from the allowable values of mechanical stresses, the magnitude of the concentration of mechanical stresses is judged, and the nature of the source of the anomaly is judged by the shape of the distribution of mechanical stresses (for example, the longitudinal location of the defect, the transverse location of the defect, the longitudinal-transverse location of the defect, etc.).
  • the memory 107 contains a database (not shown in Fig.) of mechanical stresses in the pipeline 108, and is configured to receive from the said processor 106 and store characteristic parameters in the form of gradients of the magnetic field induction dB, determined calibration coefficients and calculated distributions of mechanical stresses at each measured point along the entire length of the pipeline 108.
  • the present solution can perform a non-contact determination of mechanical stresses in the pipeline 108 above the pipeline located in at least one of the following locations: in mountainous terrain, in wetlands, in terrain with ground movements and landslide effects, in areas with increased seismic activity , in the aquatic environment with possible sagging.
  • the magnetic flux density is non-contactly measured by means of sensor arrays by sequential non-contact measurement of characteristic parameters along the axis of the pipeline.
  • characteristic parameters gradients of the magnetic field induction dB are used, which characterize the change in the density of the magnetic flux passing through the array of sensors in the process of their movement along the axis of the pipeline 108 at a distance remote from it.
  • Non-contact magnetic flux density measurement includes non-contact magnetic flux density measurement in the YZ plane, non-contact magnetic flux density measurement in the XY plane, and non-contact magnetic flux density measurement in two XZ planes located at a distance from each other.
  • the YZ plane defines the scope of the transverse hoop stresses of the pipeline
  • the XY plane defines the scope of the longitudinal-horizontal stresses of the pipeline and bending moments
  • the mentioned XZ planes define the scope of the longitudinal-vertical stresses and bending moments.
  • the mentioned non-contact measurements take place simultaneously in the YZ, XY and two XZ planes. After the non-contact magnetic flux density measurement, the method proceeds to step 202.
  • step 202 computing device 102 receives characteristic parameter data in the form of dB magnetic field induction gradients that characterize the change in magnetic flux density. After receiving said data, the method proceeds to step 203.
  • step 203 the above-mentioned computing device 102 calibrates these characteristic parameters based on the received data, in which, from known data, calibration coefficients are determined that characterize the magnetomechanical state of a homogeneous pipeline throughout its entire length as a dependence of a change in magnetic flux density on a change in mechanical moment. Calibration coefficients are defined as ratios of magnetic and mechanical moments. Said calibration is determined as from the conditions of pre-known differences in magnetic moments in two different sections of the pipeline or known differences in mechanical moments for conditions of difference in internal pressure or temperature. After said calibration, the method proceeds to step 204.
  • step 204 said computing device 102 calculates the distributions of mechanical stresses at each measured point along the entire length of the pipeline 108 by means of matrix transformations. As a result of matrix transformations, increments of the main stress vector are determined at each measured point. The transverse ring, longitudinal-horizontal and longitudinal-vertical stresses are calculated separately as projections of the main stress vector onto the corresponding planes lying in the stress area. After said calculation, the method proceeds to step 205.
  • said computing device 102 determines the stresses in the pipeline 108 based on the calculated stress distribution at each measured point throughout the pipeline. Under given stress limit criteria, anomalies are determined. According to the maximum deviation from the allowable values of mechanical stresses, the magnitude of the concentration of mechanical stresses is judged, and the nature of the source of the anomaly is judged by the shape of the distribution of mechanical stresses. After said determination, the method proceeds to step 206.
  • the characteristic parameters are automatically stored in the mechanical stress database in the form gradients of the magnetic field induction dB, determined calibration factors and calculated distributions of mechanical stresses at each measured point along the entire length of the pipeline 108.
  • Example 2 There are conditions under which it is impossible or difficult to open the pipeline (drilling) even at one / two points that require direct contact with the surface of the pipeline (offshore pipelines, pipelines inside the territories of factories, pumping and compressor stations, and others) .
  • a calibration method in which the corresponding coefficients calibrations can be determined from the terms of the difference in mechanical moments.
  • the intensity of the magnetic flux is scanned twice in a limited section of the pipeline under different load conditions. For example, a change in pressure in the pipeline (and not necessarily an increase) or temperature creates different load conditions with the corresponding mechanical moment dS, while fixing the difference in the intensity of the magnetic flux dM.
  • the final processing of the data is performed, which consists in obtaining the distribution of mechanical stresses (ring, longitudinal and others) along the axis of the entire pipeline, which is the result of applying the calibration coefficients K to the initial distribution of the intensity of the magnetic flux B.
  • S K * B.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
  • Monitoring And Testing Of Nuclear Reactors (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области измерительной техники с применением вычислительных технологий и может быть использовано в области промышленности, которая эксплуатирует трубопроводы (нефтегазодобывающей, строительной, энергетической, атомной, коммунальном хозяйстве, диагностике металлоконструкций, охране окружающей среды). Техническим результатом является повышение точности определения механических напряжений с одновременной точностью обнаружения источника аномалии в трубопроводе.

Description

СИСТЕМА И СПОСОБ БЕСКОНТАКТНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ НАПРЯЖЕНИЙ В ТРУБОПРОВОДЕ
Область техники:
[0001] Изобретение относится к области измерительной техники с применением вычислительных технологий и может быть использовано в области промышленности, которая эксплуатирует трубопроводы (нефтегазодобывающей, строительной, энергетической, атомной, коммунальном хозяйстве, диагностике металлоконструкций, охране окружающей среды).
. Уровень техники:
[0002] Напряженное состояние стенок тонкостенных труб трубопроводов в основном определяется двумя главными напряжениями: кольцевыми и продольными. Кольцевые напряжения в стенке труб возникают от внутреннего давления транспортируемой среды и в отсутствие возможных неоднородностей и дефектов эти напряжения постоянны по окружности рассматриваемого сечения трубы. В случае наличия дефекта или неоднородностей будет наблюдаться неравномерный характер распределения кольцевых напряжений в области данной неоднородности, и данная анизотропия будет обусловлена локальной концентрацией напряжений. Продольные напряжения складываются из . напряжений, обусловленных: 1. внутренним давлением среды (рассчитываются как доля от кольцевых); 2. возможными температурными деформациями; 3. изгибом, который может быть вызван кривизной трассы при укладке трубопровода (например, кривизной траншеи) либо возможными непроектными внешними воздействиями и/или изменением положения трубопровода (например, в результате его всплытия, перемещения вследствие оползневых процессов и др.). Поэтому практической приоритетной задачей определения напряженного состояния трубопроводов является оценка изгибных напряжений в потенциально опасных сечениях трубопровода.
[0003] В настоящее время существует множество решений, обеспечивающих детектирование механических напряжений в трубопроводах. Известна система и способ проверки подводного вертикального трубопровода, описанные в US 2016/0231278 А1 . Данное решение предусматривает устройство для обнаружения, идентификации и мониторинга механических дефектов в металлических конструкциях, основанное на методе магнитографической/магнитной томографии для выявления дефектов, связанных с напряжением. Устройство может определять положение дефекта или напряжения, включая информацию о глубине. Устройство включает средства регистрации, оптимизированные для использования с металлическими конструкциями различного типа, формы и размера. Решение включает в себя контроль качества в реальном времени, мониторинг и аварийную сигнализацию, а также рекомендации и планирование работ по ремонту и техническому обслуживанию.
[0004] Однако известному решению присущи недостатки. Среди таких недостатков имеется низкая точность определения механических напряжений в трубопроводе. Данный недостаток обусловлен тем, что в известном решении имеется возможность обеспечить контроль только одного вида напряжений при соответствующей ориентации прибора. Иными словами, в известном решении нет возможности производить измерения плотности магнитного потока одновременно через четыре плоскости в пространстве с последующим определением механических напряжений в трубопроводе на основании вычисленного распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода.
Раскрытие изобретения:
[0005] Задачей изобретения является устранение указанных выше недостатков и создание решения, обеспечивающего определение фактического состояния трубопровода, работающего в условиях реальных нагрузок.
[0006] Техническим результатом при этом является повышение точности определения механических напряжений с одновременной точностью обнаружения источника аномалии в трубопроводе. [0007] Для достижения данного технического результата предложена система бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе, содержащая: устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе, содержащее, по меньшей мере, три устройства бесконтактного измерения плотности магнитного потока, и выполненное с возможностью перемещения вдоль оси трубопровода на удаленном от него расстоянии с последующей передачей вычислительному устройству данных о механических напряжениях в трубопроводе, где данные содержат информацию о форме распределения механических напряжений; при этом каждое из упомянутых устройств бесконтактного измерения плотности магнитного потока включает массив датчиков, выполненный с возможностью измерения плотности магнитного потока путем последовательного бесконтактного измерения характеристических параметров вдоль оси трубопровода, при этом в качестве характеристических параметров используют градиенты индукции магнитного поля dB, характеризующие изменение плотности магнитного потока, проходящего через массив датчиков в процессе перемещения упомянутого устройства бесконтактного измерения механических напряжений вдоль оси трубопровода на удаленном от него расстоянии, где: первое устройство бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью бесконтактного измерения плотности магнитного потока в плоскости YZ, где плоскость YZ определяет область действия поперечных кольцевых напряжений трубопровода, второе устройство бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью бесконтактного измерения плотности магнитного потока в плоскости XY, где плоскость XY определяет область действия продольногоризонтальных напряжений трубопровода и изгибающих моментов, третье устройство бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью бесконтактного измерения плотности магнитного потока в двух плоскостях XZ, расположенных на расстоянии друг от друга, где упомянутые плоскости XZ определяют область действия продольно-вертикальных напряжений и изгибающих моментов; при этом упомянутые бесконтактные измерения происходят одновременно в плоскостях YZ, XY и двух плоскостях XZ; вычислительное устройство определения механических напряжений, содержащее память, соединенную с процессором, выполненное с возможностью приема от устройства бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе и передачи управляющих данных упомянутому устройству бесконтактного измерения посредством канала приема и передачи данных; при этом процессор выполнен с возможностью: а) приема от устройства бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе данных характеристических параметров в виде градиентов индукции магнитного поля dB, которые характеризуют изменение плотности магнитного потока, б) калибровки данных характеристических параметров на основании принятых от упомянутого устройства бесконтактного измерения данных, при которой по известным данным определяют калибровочные коэффициенты, характеризующие магнитомеханическое состояние однородного трубопровода на всей его протяженности как зависимость изменения плотности магнитного потока от изменения механического момента, при этом калибровочные коэффициенты определяются в виде отношений магнитных и механических моментов, причем упомянутая калибровка определяется как из условий заранее известных отличий магнитных моментов в двух различных сечениях трубопровода или известных отличий механических моментов для условий разницы во внутреннем давлении или температуры; в) вычисления распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода посредством матричных преобразований, где в результате матричных преобразований определяют приращения главного вектора напряжений в каждой измеренной точке, при этом поперечные кольцевые, продольно-горизонтальные и продольно-вертикальные напряжения вычисляют отдельно как проекции главного вектора напряжений на соответствующие плоскости, лежащие в области действия напряжений; и г) определения механических напряжений в трубопроводе на основании вычисленного распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода, где при заданных критериях предельных значений напряжений определяют аномалии, при этом по максимальной величине отклонения от допустимых значений механических напряжений судят о величине концентрации механических напряжений, а по форме распределения механических напряжений судят о характере источника аномалии; при этом память содержит базу данных механических напряжений в трубопроводе, и выполнена с возможностью приема от упомянутого процессора и сохранения характеристических параметров в виде градиентов индукции магнитного поля dB, определенных калибровочных коэффициентов и вычисленных распределений механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода.
[0008] Дополнительно бесконтактное определение механических напряжений в трубопроводе выполняется над трубопроводом, расположенным, по меньшей мере, в одном из следующем местоположении: в гористой местности, в заболоченной местности, в местности с подвижками грунта и оползневыми эффектами, местности с повышенной сейсмоактивностью, в водной среде с возможными провисами
[0009] Дополнительно по меньшей мере, один массив датчиков выполнен по дифференциальной схеме включения.
[0010] Дополнительно плоскости YZ, XY и две плоскости XZ расположены в системе координат, пространственно связанной с трубопроводом.
[0011] Дополнительно устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе выполнено в виде рамы из немагнитных материалов с возможностью изменять апертуры каждого устройства бесконтактного измерения плотности магнитного потока в зависимости от диаметра трубопровода и расстояния до его оси с последующим преобразованием системы координат в цилиндрическую систему координат, связанную с осью трубопровода.
[0012] Дополнительно массив датчиков, по меньшей мере, одного устройства бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнен в виде массива феррозондовых датчиков, выполненных с возможностью регулировки частоты тока возбуждения, и бесконтактного измерения плотности магнитного потока резонансного характера с последующим определением вида неоднородности или особенности трубопровода (дефекта), как результата корреляции с частотой собственных колебаний такой неоднородности или особенности. [0013] Дополнительно устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе содержит систему датчиков контроля, включающую датчики давления, модуль GPS или GLONASS для обеспечения возможности определения местоположения устройства по отношению к оси трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях, под водой или в воздухе.
[0014] Дополнительно каждое из устройств бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью изменения положений вдоль окружности распределения силовых линий магнитного потока, направленных от центра оси трубопровода или силовых линий магнитного потока, направленных к центру оси трубопровода для преобразования измерений в цилиндрическую систему координат.
[0015] Дополнительно устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе содержит множество гироскопов и акселерометров, выполненных с возможностью определения текущего состояния и точного положения упомянутого устройства в системе координат, связанной с трубопроводом, в момент измерения в условиях возможных колебаний для обеспечения возможности определения расстояния от начального участка измерения до конечного участка измерения.
[0016] Дополнительно устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе содержит датчик-маяк, выполненный в виде энергонезависимого источника электромагнитного излучения для обеспечения возможности обнаружения устройства бесконтактного измерения в случае его применения на носителе, управляемым оператором удаленно.
[0017] Дополнительно устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе и вычислительное устройство определения механических напряжений разнесены друг от друга в пространстве и соединены между собой проводными и/или беспроводными линиями связи.
[0018] Также для достижения технического результата предложен способ бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе, включающий этапы, на которых: бесконтактно измеряют плотность магнитного потока посредством массивов датчиков путем последовательного бесконтактного измерения характеристических параметров вдоль оси трубопровода, при этом в качестве характеристических параметров используют градиенты индукции магнитного поля dB, характеризующие изменение плотности магнитного потока, проходящего через массив датчиков в процессе их перемещения вдоль оси трубопровода на удаленном от него расстоянии, где измерение плотности магнитного потока включает: i) бесконтактное измерение плотности магнитного потока в плоскости YZ, где плоскость YZ определяет область действия поперечных кольцевых напряжений трубопровода, ii) бесконтактное измерение плотности магнитного потока в плоскости XY, где плоскость XY определяет область действия продольно-горизонтальных напряжений трубопровода и изгибающих моментов, iii) бесконтактное измерение плотности магнитного потока в двух плоскостях XZ, расположенных на расстоянии друг от друга, где упомянутые плоскости XZ определяют область действия продольно-вертикальных напряжений и изгибающих моментов; при этом упомянутые бесконтактные измерения происходят одновременно в плоскостях YZ, XY и двух плоскостях XZ; принимают вычислительным устройством определения механических напряжений данные характеристических параметров в виде градиентов индукции магнитного поля d В, которые характеризуют изменение плотности магнитного потока, выполняют упомянутым вычислительным устройством калибровку данных характеристических параметров на основании принятых данных, при которой по известным данным определяют калибровочные коэффициенты, характеризующие магнитомеханическое состояние однородного трубопровода на всей его протяженности как зависимость изменения плотности магнитного потока от изменения механического момента, при этом калибровочные коэффициенты определяются в виде отношений магнитных и механических моментов, причем упомянутая калибровка определяется как из условий заранее известных отличий магнитных моментов в двух различных сечениях трубопровода или известных отличий механических моментов для условий разницы во внутреннем давлении или температуры; упомянутым вычислительным устройством вычисляют распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода посредством матричных преобразований, где в результате матричных преобразований определяют приращения главного вектора напряжений в каждой измеренной точке, при этом поперечные кольцевые, продольногоризонтальные и продольно-вертикальные напряжения вычисляют отдельно как проекции главного вектора напряжений на соответствующие плоскости, лежащие в области действия напряжений; и упомянутым вычислительным устройством определяют механические напряжения в трубопроводе на основании вычисленного распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода, где при заданных критериях предельных значений напряжений определяют аномалии, при этом по максимальной величине отклонения от допустимых значений механических напряжений судят о величине концентрации механических напряжений, а по форме распределения механических напряжений судят о характере источника аномалии; сохраняют в базу данных механических напряжений характеристические параметры в виде градиентов индукции магнитного поля dB, определенные калибровочные коэффициенты и вычисленные распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода.
[0019] Дополнительно бесконтактное определение механических напряжений в трубопроводе выполняется над трубопроводом, расположенным, по меньшей мере, в одном из следующем местоположении: в гористой местности, в заболоченной местности, в местности с подвижками грунта и оползневыми эффектами, местности с повышенной сейсмоактивностью, в водной среде с возможными провисами.
[0020] Дополнительно плоскости YZ, XY и две плоскости XZ расположены в системе координат, пространственно связанной с трубопроводом.
[0021] Дополнительно способ включает этап определения местоположения массива датчиков по отношению к оси трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях, под водой или в воздухе посредством датчиков давления и/или модуля GPS/GLONASS. [0022] Дополнительно способ включает этап изменения положений массивов датчиков вдоль окружности распределения силовых линий магнитного потока, направленных от центра оси трубопровода или силовых линий магнитного потока, направленных к центру оси трубопровода для преобразования измерений в цилиндрическую систему координат.
[0023] Дополнительно способ включает этап определения посредством множества гироскопов и акселерометров текущего состояния и точного положения массивов датчиков в системе координат, связанной с трубопроводом, в момент измерения в условиях возможных колебаний для обеспечения возможности определения расстояния от начального участка измерения до конечного участка измерения.
[0024] Очевидно, что как предыдущее общее описание, так и последующее подробное описание даны лишь для примера и пояснения и не являются ограничениями данного изобретения.
Краткое описание чертежей:
[0025] Фиг. 1 - блок-схема системы бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе.
[0026] Фиг. 2 - схематичное изображение расположения плоскостей YZ, XY и двух плоскостей XZ.
[0027] Фиг. 3 - блок-схема этапов способа бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе.
Осуществление изобретения:
[0028] Схематическое системы 100 бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе 108 показано на фиг. 1. Система 100 содержит устройство 101 бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе 108 и вычислительное устройство 102 определения механических напряжений. При этом устройство 101 включает первое устройство 103 бесконтактного измерения плотности магнитного потока, второе устройство 104 бесконтактного измерения плотности магнитного потока и третье устройство 105 бесконтактного измерения плотности магнитного потока. Вычислительное устройство 102 содержит процессор 106 и память 107. Процессор 106 соединен с памятью 107 посредством шины (не показана на фиг.) приема и передачи данных. Вычислительное устройство 102 соединено с устройством 103 бесконтактного измерения посредством канала приема и передачи данных. Необходимо отметить, что в альтернативном варианте исполнения настоящего решения вычислительное устройство 102 и устройство 103 могут быть разнесены друг от друга в пространстве и соединены между собой проводными и/или беспроводными линиями связи. В качестве линий связи могут быть использованы, например, линия связи SPI, Bluetooth, Wifi, GPRS/LTE, или акустические электромагнитные системы коммуникации под водой. Устройства 103, 104 и 105 бесконтактного измерения плотности магнитного потока находятся в составе устройства 103 бесконтактного измерения плотности магнитного потока и в его составе передают данные измерения процессору 106, находящемся в составе вычислительного устройства 102. В контексте настоящего решения под измерением подразумевают последовательное сканирование в процессе перемещения устройства 101 вдоль оси трубопровода на удаленном от него расстоянии.
[0029] Необходимо отметить что операции калибровки данных характеристических параметров, вычисления распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода 108 посредством матричных преобразований и определения механических напряжений в трубопроводе 108 на основании вычисленного распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода 108 согласно настоящему решению выполняются посредством процессора 106. В контексте настоящего решения механическое напряжение - это векторная величина. Степень корреляции направлений действия внешних сил и внутренних напряжений вокруг дефекта будет являться наиболее значимым фактором для оценки безопасности трубопровода 108.
[0030] Как было указано выше, устройство 101 бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе 108 содержит, по меньшей мере, три устройства 103, 104, 105 бесконтактного измерения плотности магнитного потока и выполнено с возможностью перемещения вдоль оси трубопровода 108 на удаленном от него расстоянии с последующей передачей вычислительному устройству 102 данных о механических напряжениях в трубопроводе. Упомянутые данные содержат информацию о форме распределения механических напряжений. Необходимо отметить что форма распределения механических напряжений может быть разной. Например, направленные напряжения вдоль и поперек оси трубопровода, могут иметь разную опасность при этом уровень амплитуды магнитного поля и соответственно отклонение приращения модуля вектора магнитного поля Земли от средних фоновых значений может быть одинаковым. Но опасность трубопровода в области каждой такой трещины будет разной. При одинаковом внутреннем давлении продольное расположение дефекта существенно увеличивает кольцевые напряжения в сравнении с поперечным дефектом. В качестве альтернативы устройство 101 бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе может быть выполнено в виде рамы из немагнитных материалов с возможностью изменять апертуры (базы датчиков) каждого устройства бесконтактного измерения плотности магнитного потока в зависимости от диаметра трубопровода 108 и расстояния до его оси с последующим преобразованием системы координат в цилиндрическую систему координат, связанную с осью трубопровода. Также в качестве альтернативы устройство 101 бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе может дополнительно содержать систему датчиков контроля, включающую датчики давления (не показано на фиг.), модуль GPS или GLONASS (не показано на фиг.) для обеспечения возможности определения местоположения устройства по отношению к оси трубопровода 108 в горизонтальной и вертикальной плоскостях, под водой или в воздухе. Альтернативно, устройство 101 бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе 108 может дополнительно содержать множество гироскопов и акселерометров (не показано на фиг.), выполненных с возможностью определения текущего состояния и точного положения упомянутого устройства в системе координат, связанной с трубопроводом 108, в момент измерения в условиях возможных колебаний для обеспечения возможности определения расстояния от начального участка измерения до конечного участка измерения. Альтернативно устройство 101 бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе может дополнительно содержать датчик-маяк (не показано на фиг.), выполненный в виде энергонезависимого источника электромагнитного излучения для обеспечения возможности обнаружения устройства бесконтактного измерения в случае его применения на носителе, управляемым оператором удаленно.
[0031] Каждое из упомянутых устройств 103, 104 и 105 включает массив датчиков (не показан на фиг.), выполненный с возможностью измерения плотности магнитного потока путем последовательного бесконтактного измерения характеристических параметров вдоль оси трубопровода 108. В качестве характеристических параметров используют градиенты индукции магнитного поля dB, характеризующие изменение плотности магнитного потока, проходящего через массив датчиков в процессе перемещения упомянутого устройства 101 бесконтактного измерения механических напряжений вдоль оси трубопровода 108 на удаленном от него расстоянии. В качестве альтернативы по меньшей мере, один массив датчиков может быть выполнен по дифференциальной схеме включения. Также в качестве альтернативы массив датчиков, по меньшей мере, одного устройства бесконтактного измерения плотности магнитного потока может быть выполнен в виде массива феррозондовых датчиков, выполненных с возможностью регулировки частоты тока возбуждения, и бесконтактного измерения плотности магнитного потока резонансного характера с последующим определением вида неоднородности или особенности трубопровода 108 (дефекта), как результата корреляции с частотой собственных колебаний такой неоднородности или особенности. Альтернативно, каждое из упомянутых устройств бесконтактного измерения плотности магнитного потока может быть выполнено с возможностью изменения положений вдоль окружности распределения силовых линий магнитного потока, направленных от центра оси трубопровода или силовых линий магнитного потока, направленных к центру оси трубопровода для преобразования измерений в цилиндрическую систему координат.
[0032] Первое устройство 103 бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью бесконтактного измерения плотности магнитного потока в плоскости YZ (см. фиг. 2, плоскость, ограниченная точками 1-2-3-4-5-6). Плоскость YZ определяет область действия поперечных кольцевых напряжений трубопровода. Второе устройство 104 бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью бесконтактного измерения плотности магнитного потока в плоскости XY (см. фиг. 2, плоскость, ограниченная точками 1 -2-7-8). Плоскость XY определяет область действия продольно-горизонтальных напряжений трубопровода и изгибающих моментов. Третье устройство 105 бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью бесконтактного измерения плотности магнитного потока в двух плоскостях XZ, расположенных на расстоянии друг от друга (см. фиг. 2, плоскости, ограниченные точками 3-5-7 и 4-6-8). Упомянутые плоскости XZ определяют область действия продольно-вертикальных напряжений и изгибающих моментов. В контексте настоящего решения упомянутые бесконтактные измерения происходят одновременно в плоскостях YZ, XY и двух плоскостях XZ. Т.е. для бесконтактных измерений в плоскостях YZ, XY и двух плоскостях XZ в данном решении отсутствует необходимость изменения ориентации (перемещать и вращать в пространстве) устройства бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе 108. В качестве альтернативы плоскости YZ, XY и две плоскости XZ могут быть расположены в системе координат, пространственно связанной с трубопроводом 108.
[0033] Вычислительное устройство 102 определения механических напряжений содержит память 107, соединенную с процессором и выполнено с возможностью приема от устройства 101 бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе 108 и передачи управляющих данных упомянутому устройству 101 бесконтактного измерения посредством канала приема и передачи данных. Процессор 106 выполнен с возможностью выполнения следующих операций: приема от устройства 101 бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе 108 данных характеристических параметров в виде градиентов индукции магнитного поля dB, которые характеризуют изменение плотности магнитного потока, калибровки данных характеристических параметров на основании принятых от упомянутого устройства бесконтактного измерения данных, при которой по известным данным определяют калибровочные коэффициенты, характеризующие магнитомеханическое состояние однородного трубопровода 108 на всей его протяженности как зависимость изменения плотности магнитного потока от изменения механического момента, вычисления распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода 108 посредством матричных преобразований, где в результате матричных преобразований определяют приращения главного вектора напряжений в каждой измеренной точке, и определения механических напряжений в трубопроводе 108 на основании вычисленного распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода 108, где при заданных критериях предельных значений напряжений определяют аномалии.
[0034] Калибровочные коэффициенты определяются в виде отношений магнитных и механических моментов. Упомянутая калибровка определяется как из условий заранее известных отличий магнитных моментов в двух различных сечениях трубопровода 108 или известных отличий механических моментов для условий разницы во внутреннем давлении или температуры. Поперечные кольцевые, продольно-горизонтальные и продольно-вертикальные напряжения вычисляют отдельно как проекции главного вектора напряжений на соответствующие плоскости, лежащие в области действия напряжений. По максимальной величине отклонения от допустимых значений механических напряжений судят о величине концентрации механических напряжений, а по форме распределения механических напряжений судят о характере источника аномалии (например, продольное расположение дефекта, поперечное расположение дефекта, продольно-поперечное расположение дефекта и др.).
[0035] Память 107 содержит базу данных (не показана на фиг.) механических напряжений в трубопроводе 108, и выполнена с возможностью приема от упомянутого процессора 106 и сохранения характеристических параметров в виде градиентов индукции магнитного поля dB, определенных калибровочных коэффициентов и вычисленных распределений механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода 108. [0036] Настоящее решение может выполнять бесконтактное определение механических напряжений в трубопроводе 108 над трубопроводом, расположенным, по меньшей мере, в одном из следующем местоположении: в гористой местности, в заболоченной местности, в местности с подвижками грунта и оползневыми эффектами, местности с повышенной сейсмоактивностью, в водной среде с возможными провисами.
[0037] Далее в качестве примера реализации в соответствии с фиг. 3 будут описаны этапы способа 200 бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе.
[0038] На первом этапе 201 бесконтактно измеряют плотность магнитного потока посредством массивов датчиков путем последовательного бесконтактного измерения характеристических параметров вдоль оси трубопровода. В качестве характеристических параметров используют градиенты индукции магнитного поля dB, характеризующие изменение плотности магнитного потока, проходящего через массив датчиков в процессе их перемещения вдоль оси трубопровода 108 на удаленном от него расстоянии. Бесконтактное измерение плотности магнитного потока включает бесконтактное измерение плотности магнитного потока в плоскости YZ, бесконтактное измерение плотности магнитного потока в плоскости XY и бесконтактное измерение плотности магнитного потока в двух плоскостях XZ, расположенных на расстоянии друг от друга. Плоскость YZ определяет область действия поперечных кольцевых напряжений трубопровода, плоскость XY определяет область действия продольно-горизонтальных напряжений трубопровода и изгибающих моментов, а упомянутые плоскости XZ определяют область действия продольно-вертикальных напряжений и изгибающих моментов. Упомянутые бесконтактные измерения происходят одновременно в плоскостях YZ, XY и двух плоскостях XZ. После бесконтактного измерения плотности магнитного потока способ переходит к этапу 202.
[0039] На этапе 202 принимают вычислительным устройством 102 данные характеристических параметров в виде градиентов индукции магнитного поля dB, которые характеризуют изменение плотности магнитного потока. После приема упомянутых данных, способ переходит к этапу 203. [0040] На этапе 203 выполняют упомянутым вычислительным устройством 102 калибровку данных характеристических параметров на основании принятых данных, при которой по известным данным определяют калибровочные коэффициенты, характеризующие магнитомеханическое состояние однородного трубопровода на всей его протяженности как зависимость изменения плотности магнитного потока от изменения механического момента. Калибровочные коэффициенты определяются в виде отношений магнитных и механических моментов. Упомянутая калибровка определяется как из условий заранее известных отличий магнитных моментов в двух различных сечениях трубопровода или известных отличий механических моментов для условий разницы во внутреннем давлении или температуры. После упомянутой калибровки способ переходит к этапу 204.
[0041] На этапе 204 упомянутым вычислительным устройством 102 вычисляют распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода 108 посредством матричных преобразований. В результате матричных преобразований определяют приращения главного вектора напряжений в каждой измеренной точке. Поперечные кольцевые, продольно-горизонтальные и продольно-вертикальные напряжения вычисляют отдельно как проекции главного вектора напряжений на соответствующие плоскости, лежащие в области действия напряжений. После упомянутого вычисления способ переходит к этапу 205.
[0042] На этапе 205 упомянутым вычислительным устройством 102 определяют механические напряжения в трубопроводе 108 на основании вычисленного распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода. При заданных критериях предельных значений напряжений определяют аномалии. По максимальной величине отклонения от допустимых значений механических напряжений судят о величине концентрации механических напряжений, а по форме распределения механических напряжений судят о характере источника аномалии. После упомянутого определения способ переходит к этапу 206.
[0043] На этапе 206 выполняется автоматическое сохранение в базу данных механических напряжений характеристических параметров в виде градиентов индукции магнитного поля dB, определенных калибровочных коэффициентов и вычисленных распределений механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода 108.
[0044] Также далее будут приведены различные примеры осуществления настоящего решения.
[0045] Пример 1. Для определения калибровочных коэффициентов в кольцевой составляющих магнитного потока происходит выбор и назначение двух контрольных сечения трубопровода с разным уровнем магнитного сигнала. Магнитные М1 , М2 и механические моменты S1 , S2 определяют контактными способами в каждом из обоих выбранных сечений, как результат интегрирования соответствующих параметров по сечению, причем магнитный момент М определяется с учетом изначально выбранной разницы в интенсивности магнитных потоков, а механический момент S определяется разницей градиентов растягивающих и сжимающих напряжений в каждом из двух выбранных сечений. Упомянутые моменты могут быть получены стандартными способами, например, через коэрцитивную силу и с использованием метода конечных элементов. Для условий разности магнитных моментов в обоих сечениях dM = М2 - М1 определяют величину приращения механического момента dS = S2 - S1 в этих сечениях.
[0046] Калибровочные коэффициенты К, характеризующие магнитомеханическое состояние однородного трубопровода в области действия кольцевых, продольных и других видов напряжений, рассчитывают, как отношение приращений dS градиента механических моментов между двумя сечениями к величине приращения магнитного момента dM в этих же сечениях. (К = dS/dM)
[0047] Пример 2. Существуют условия, при которых проведение вскрытия трубопровода (шурфование) даже в одной/двух точках, требующих непосредственного контакта с поверхностью трубопровода, невозможно или затруднено (морские трубопроводы, трубопроводы внутри территорий заводов, насосных и компрессорных станций и другие). В этом случае возможно применить способ калибровки, при котором соответствующие коэффициенты калибровки могут быть определены из условий разницы в механических моментах. Для этого производится сканирование интенсивности магнитного потока дважды на ограниченном участке трубопровода при разных режимах нагрузки. Например, изменение давления в трубопроводе (причем необязательно повышение) либо температуры создают разные условия нагрузки с соответствующим механическим моментом dS, при этом фиксируется разницу в интенсивности магнитного потока dM. Далее, как и в Примере 1 рассчитываются калибровочные коэффициенты, характеризующие магнитомеханическое состояние однородного трубопровода, как отношение приращений dS градиента механического момента к величине приращения магнитного момента dM. (К = dS/dM).
[0048] Затем выполняется окончательная обработка данных, заключающаяся в получении распределения механических напряжений (кольцевых, продольных и других) вдоль оси всего трубопровода, которая является результатом применения калибровочных коэффициентов К к исходному распределению интенсивности магнитного потока В. S = К * В. Таким образом задача по определению механических напряжений (кольцевых, продольных, других) в области однородного металлического трубопровода может быть решена.
[0049] Хотя данное изобретение было показано и описано со ссылкой на определенные варианты его осуществления, специалистам в данной области техники будет понятно, что различные изменения и модификации могут быть сделаны в нем, не покидая фактический объем изобретения.

Claims

Формула изобретения
1. Система бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе, содержащая:
- устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе, содержащее, по меньшей мере, три устройства бесконтактного измерения плотности магнитного потока, и выполненное с возможностью перемещения вдоль оси трубопровода на удаленном от него расстоянии с последующей передачей вычислительному устройству данных о механических напряжениях в трубопроводе, где данные содержат информацию о форме распределения механических напряжений;
- при этом каждое из упомянутых устройств бесконтактного измерения плотности магнитного потока включает массив датчиков, выполненный с возможностью измерения плотности магнитного потока путем последовательного бесконтактного измерения характеристических параметров вдоль оси трубопровода, при этом в качестве характеристических параметров используют градиенты индукции магнитного поля dB, характеризующие изменение плотности магнитного потока, проходящего через массив датчиков в процессе перемещения упомянутого устройства бесконтактного измерения механических напряжений вдоль оси трубопровода на удаленном от него расстоянии, где:
- первое устройство бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью бесконтактного измерения плотности магнитного потока в плоскости YZ, где плоскость YZ определяет область действия поперечных кольцевых напряжений трубопровода,
- второе устройство бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью бесконтактного измерения плотности магнитного потока в плоскости XY, где плоскость XY определяет область действия продольно-горизонтальных напряжений трубопровода и изгибающих моментов,
- третье устройство бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью бесконтактного измерения плотности магнитного потока в двух плоскостях XZ, расположенных на расстоянии друг от друга, где упомянутые плоскости XZ определяют область действия продольновертикальных напряжений и изгибающих моментов; при этом упомянутые бесконтактные измерения происходят одновременно в плоскостях YZ, XY и двух плоскостях XZ;
- вычислительное устройство определения механических напряжений, содержащее память, соединенную с процессором, выполненное с возможностью приема от устройства бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе и передачи управляющих данных упомянутому устройству бесконтактного измерения посредством канала приема и передачи данных; при этом процессор выполнен с возможностью: а) приема от устройства бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе данных характеристических параметров в виде градиентов индукции магнитного поля dB, которые характеризуют изменение плотности магнитного потока, б) калибровки данных характеристических параметров на основании принятых от упомянутого устройства бесконтактного измерения данных, при которой по известным данным определяют калибровочные коэффициенты, характеризующие магнитомеханическое состояние однородного трубопровода на всей его протяженности как зависимость изменения плотности магнитного потока от изменения механического момента, при этом калибровочные коэффициенты определяются в виде отношений магнитных и механических моментов, причем упомянутая калибровка определяется как из условий заранее известных отличий магнитных моментов в двух различных сечениях трубопровода или известных отличий механических моментов для условий разницы во внутреннем давлении или температуры; в) вычисления распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода посредством матричных преобразований, где в результате матричных преобразований определяют приращения главного вектора напряжений в каждой измеренной точке, при этом поперечные кольцевые, продольно-горизонтальные и продольно-вертикальные напряжения вычисляют отдельно как проекции главного вектора напряжений на соответствующие плоскости, лежащие в области действия напряжений; и г) определения механических напряжений в трубопроводе на основании вычисленного распределения механических напряжений в каждой измеренной точкё на всем протяжении трубопровода, где при заданных критериях предельных значений напряжений определяют аномалии, при этом по максимальной величине отклонения от допустимых значений механических напряжений судят о величине концентрации механических напряжений, а по форме распределения механических напряжений судят о характере источника аномалии; при этом память содержит базу данных механических напряжений в трубопроводе, и выполнена с возможностью приема от упомянутого процессора и сохранения характеристических параметров в виде градиентов индукции магнитного поля dB, определенных калибровочных коэффициентов и вычисленных распределений механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода.
2. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что бесконтактное определение механических напряжений в трубопроводе выполняется над трубопроводом, расположенным, по меньшей мере, в одном из следующем местоположении: в гористой местности, в заболоченной местности, в местности с подвижками грунта и оползневыми эффектами, местности с повышенной сейсмоактивностью, в водной среде с возможными провисами.
3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что по меньшей мере, один массив датчиков выполнен по дифференциальной схеме включения.
,
4. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что плоскости YZ, XY и две плоскости XZ расположены в системе координат, пространственно связанной с трубопроводом.
5. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе выполнено в виде рамы из немагнитных материалов с возможностью изменять апертуры каждого устройства бесконтактного измерения плотности магнитного потока в зависимости от диаметра трубопровода и расстояния до его оси с последующим преобразованием системы координат в цилиндрическую систему координат, связанную с осью трубопровода. 22
6. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что массив датчиков, по меньшей мере, одного устройства бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнен в виде массива феррозондовых датчиков, выполненных с возможностью регулировки частоты тока возбуждения, и бесконтактного измерения плотности магнитного потока резонансного характера с последующим определением вида неоднородности или особенности трубопровода (дефекта), как результата корреляции с частотой собственных колебаний такой неоднородности или особенности.
7. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе дополнительно содержит систему датчиков контроля, включающую датчики давления, модуль GPS или GLONASS для обеспечения возможности определения местоположения устройства по отношению к оси трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях, под водой или в воздухе.
8. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что каждое из устройств бесконтактного измерения плотности магнитного потока выполнено с возможностью изменения положений вдоль окружности распределения силовых линий магнитного потока, направленных от центра оси трубопровода или силовых линий магнитного потока, направленных к центру оси трубопровода для преобразования измерений в цилиндрическую систему координат.
9. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе дополнительно содержит множество гироскопов и акселерометров, выполненных с возможностью определения текущего состояния и точного положения упомянутого устройства в системе координат, связанной с трубопроводом, в момент измерения в условиях возможных колебаний для обеспечения возможности определения расстояния от начального участка измерения до конечного участка измерения.
10. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе дополнительно содержит датчик-маяк, выполненный в виде энергонезависимого источника электромагнитного излучения для обеспечения возможности обнаружения 23 устройства бесконтактного измерения в случае его применения на носителе, управляемым оператором удаленно.
11. Система по п. 1 , отличающаяся тем, что устройство бесконтактного измерения механических напряжений в трубопроводе и вычислительное устройство определения механических напряжений разнесены друг от друга в пространстве и соединены между собой проводными и/или беспроводными линиями связи.
12. Способ бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе, включающий этапы, на которых:
- бесконтактно измеряют плотность магнитного потока посредством массивов датчиков путем последовательного бесконтактного измерения характеристических параметров вдоль оси трубопровода, при этом в качестве характеристических параметров используют градиенты индукции магнитного поля dB, характеризующие изменение плотности магнитного потока, проходящего через массив датчиков в процессе их перемещения вдоль оси трубопровода на удаленном от него расстоянии, где измерение плотности магнитного потока включает: i) бесконтактное измерение плотности магнитного потока в плоскости YZ, где плоскость YZ определяет область действия поперечных кольцевых напряжений трубопровода, ii) бесконтактное измерение плотности магнитного потока в плоскости XY, где плоскость XY определяет область действия продольно-горизонтальных напряжений трубопровода и изгибающих моментов, iii) бесконтактное измерение плотности магнитного потока в двух плоскостях XZ, расположенных на расстоянии друг от друга, где упомянутые плоскости XZ определяют область действия продольно-вертикальных напряжений и изгибающих моментов; при этом упомянутые бесконтактные измерения происходят одновременно в плоскостях YZ, XY и двух плоскостях XZ;
- принимают вычислительным устройством определения механических напряжений данные характеристических параметров в виде градиентов 24 индукции магнитного поля dB, которые характеризуют изменение плотности магнитного потока,
- выполняют упомянутым вычислительным устройством калибровку данных характеристических параметров на основании принятых данных, при которой по известным данным определяют калибровочные коэффициенты, характеризующие магнитомеханическое состояние однородного трубопровода на всей его протяженности как зависимость изменения плотности магнитного потока от изменения механического момента, при этом калибровочные коэффициенты определяются в виде отношений магнитных и механических моментов, причем упомянутая калибровка определяется как из условий заранее известных отличий магнитных моментов в двух различных сечениях трубопровода или известных отличий механических моментов для условий разницы во внутреннем давлении или температуры;
- упомянутым вычислительным устройством вычисляют распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода посредством матричных преобразований, где в результате матричных преобразований определяют приращения главного вектора напряжений в каждой измеренной точке, при этом поперечные кольцевые, продольно-горизонтальные и продольно-вертикальные напряжения вычисляют отдельно как проекции главного вектора напряжений на соответствующие плоскости, лежащие в области действия напряжений; и
- упомянутым вычислительным устройством определяют механические напряжения в трубопроводе на основании вычисленного распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода, где при заданных критериях предельных значений напряжений определяют аномалии, при этом по максимальной величине отклонения от допустимых значений механических напряжений судят о величине концентрации механических напряжений, а по форме распределения механических напряжений судят о характере источника аномалии; и
- сохраняют в базу данных механических напряжений характеристические параметры в виде градиентов индукции магнитного поля dB, определенные 25 калибровочные коэффициенты и вычисленные распределения механических напряжений в каждой измеренной точке на всем протяжении трубопровода.
.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что бесконтактное определение механических напряжений в трубопроводе выполняется над трубопроводом, расположенным, по меньшей мере, в одном из следующем местоположении: в гористой местности, в заболоченной местности, в местности с подвижками грунта и оползневыми эффектами, местности с повышенной сейсмоактивностью, в водной среде с возможными провисами.
14. Способ по п. 12, отличающийся тем, что плоскости YZ, XY и две плоскости XZ расположены в системе координат, пространственно связанной с трубопроводом.
15. Способ по п. 12, отличающийся тем, что дополнительно включает этап определения местоположения массива датчиков по отношению к оси трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях, под водой или в воздухе посредством датчиков давления или модуля GPS/GLONASS.
16. Способ по п. 12, отличающийся тем, что дополнительно включает этап изменения положений массивов датчиков вдоль окружности распределения силовых линий магнитного потока, направленных от центра оси трубопровода или силовых линий магнитного потока, направленных к центру оси трубопровода для преобразования измерений в цилиндрическую систему координат.
17. Способ по п. 12, отличающийся тем, что дополнительно включает этап определения посредством множества гироскопов и акселерометров текущего состояния и точного положения массивов датчиков в системе координат, связанной с трубопроводом, в момент измерения в условиях возможных колебаний для обеспечения возможности определения расстояния от начального участка измерения до конечного участка измерения.
PCT/RU2021/000062 2020-10-20 2021-02-12 Система и способ бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе Ceased WO2022086362A1 (ru)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP21851785.2A EP4016025A4 (en) 2020-10-20 2021-02-12 SYSTEM AND METHOD FOR CONTACTLESS DETERMINATION OF MECHANICAL VOLTAGES IN A CONDUIT
US17/611,662 US11927495B2 (en) 2020-10-20 2021-02-12 System and method for contactless determination of mechanical stresses in pipeline
CA3194193A CA3194193A1 (en) 2020-10-20 2022-02-17 System and method for non-contact detection of mechanical stresses in a pipeline

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020134428 2020-10-20
RU2020134428A RU2747791C1 (ru) 2020-10-20 2020-10-20 Система и способ бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2022086362A1 true WO2022086362A1 (ru) 2022-04-28

Family

ID=75919948

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2021/000062 Ceased WO2022086362A1 (ru) 2020-10-20 2021-02-12 Система и способ бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11927495B2 (ru)
EP (1) EP4016025A4 (ru)
CA (1) CA3194193A1 (ru)
RU (1) RU2747791C1 (ru)
WO (1) WO2022086362A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN120992086A (zh) * 2025-10-21 2025-11-21 西安石油大学 一种天然气管道应力检测方法、装置、设备及存储介质

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN120274969A (zh) * 2025-05-23 2025-07-08 浙江兰天机械密封件有限公司 一种密封件密封性能在线检测方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2079825C1 (ru) * 1994-09-30 1997-05-20 Индивидуальное частное предприятие Фирма "Дименстест" Устройство для измерения механических напряжений в металлических изделиях
RU2195636C2 (ru) * 2001-03-05 2002-12-27 ООО Институт "ДИМЕНСтест" Способ определения механических напряжений и устройство для его осуществления
US20160231278A1 (en) 2012-11-12 2016-08-11 Valerian Goroshevskiy System and method for inspecting subsea vertical pipeline
US10364665B2 (en) * 2016-07-19 2019-07-30 Quanta Associates, L.P. Method and apparatus for stress mapping of pipelines and other tubulars

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2264617C2 (ru) * 2001-05-23 2005-11-20 Горошевский Валерий Павлович Способ бесконтактного выявления местоположения и характера дефектов металлических сооружений и устройство для его осуществления
CN102519633B (zh) * 2011-11-30 2014-07-16 浙江大学 磁弹磁电效应式应力监测装置
GB201203717D0 (en) * 2012-03-02 2012-04-18 Speir Hunter Ltd Fault detection for pipelines
US8542127B1 (en) * 2012-11-12 2013-09-24 Valerian Goroshevskiy Apparatus for the non-contact metallic constructions assessment

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2079825C1 (ru) * 1994-09-30 1997-05-20 Индивидуальное частное предприятие Фирма "Дименстест" Устройство для измерения механических напряжений в металлических изделиях
RU2195636C2 (ru) * 2001-03-05 2002-12-27 ООО Институт "ДИМЕНСтест" Способ определения механических напряжений и устройство для его осуществления
US20160231278A1 (en) 2012-11-12 2016-08-11 Valerian Goroshevskiy System and method for inspecting subsea vertical pipeline
US10364665B2 (en) * 2016-07-19 2019-07-30 Quanta Associates, L.P. Method and apparatus for stress mapping of pipelines and other tubulars

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP4016025A4

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN120992086A (zh) * 2025-10-21 2025-11-21 西安石油大学 一种天然气管道应力检测方法、装置、设备及存储介质

Also Published As

Publication number Publication date
CA3194193A1 (en) 2022-04-28
US20220307923A1 (en) 2022-09-29
RU2747791C1 (ru) 2021-05-14
US11927495B2 (en) 2024-03-12
EP4016025A1 (en) 2022-06-22
EP4016025A4 (en) 2022-11-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9581567B2 (en) System and method for inspecting subsea vertical pipeline
US9964519B2 (en) Non-destructive system and method for detecting structural defects
US8542127B1 (en) Apparatus for the non-contact metallic constructions assessment
US8447532B1 (en) Metallic constructions integrity assessment and maintenance planning method
EP2808677B1 (en) Method for non-contact metallic constructions assessment
US10330641B2 (en) Metallic constructions monitoring and assessment in unstable zones of the earth's crust
RU2264617C2 (ru) Способ бесконтактного выявления местоположения и характера дефектов металлических сооружений и устройство для его осуществления
US8841901B2 (en) System and method for inspecting a subsea pipeline
RU2568808C2 (ru) Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов
EP2737242B1 (en) System and method for inspecting a subsea pipeline
US9746444B2 (en) Autonomous pipeline inspection using magnetic tomography
RU2630856C1 (ru) Способ диагностики технического состояния подземных трубопроводов
CN119762480B (zh) 一种基于深度学习的磁成像识别方法及磁力仪
RU2747791C1 (ru) Система и способ бесконтактного определения механических напряжений в трубопроводе
RU2633018C2 (ru) Способ диагностического контроля технических параметров подземного трубопровода
US11054394B2 (en) Scanning magnetometry motion compensation
RU2767263C1 (ru) Способ комплексной оценки показателей, определяющих техническое состояние трубопроводных систем, и система мониторинга для его реализации
He et al. A pipeline burial depth inversion method based on noncontact magnetic detection
EP4390387A1 (en) In-line device for detecting mechanical stresses in a pipeline
RU2279651C1 (ru) Способ увеличения ресурса безопасной эксплуатации металлических конструкций
CN114199441A (zh) 用于确定埋地管道的最大服役应力的方法、处理器及装置
RU2831870C1 (ru) Устройство обнаружения дефектов металлических трубопроводов
RU2822335C1 (ru) Способ обнаружения дефектов трубопроводов и устройство для его осуществления
RU2750417C1 (ru) Способ определения изгибных напряжений в стенке подземного трубопровода
RU2804788C1 (ru) Способ мониторинга напряженно-деформированного состояния трубопроводов

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2021851785

Country of ref document: EP

Effective date: 20220210

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3194193

Country of ref document: CA

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE