НЕИНТРУЗИВНАЯ ДИАГНОСТИКА СТЕНОК ТРУБОПРОВОДА
NON-INTRUSIVE DIAGNOSTICS OF PIPELINE WALLS

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Во многих промышленных процессах технологические среды передаются по трубопроводам или по другим каналам. Такие технологические среды могут включать в себя жидкости, газы, а иногда механические примеси. Эти потоки технологических сред можно встретить в самых разнообразных областях промышленности, включая, - без каких-либо ограничений, производство гигиенических продуктов питания и напитков, обработку воды, изготовление лекарственных препаратов высокой чистоты, химическую переработку, индустрию углеводородного топлива, включая добычу и обработку углеводородов, а также технологии гидравлического разрыва пласта с использованием абразивных и коррозионных суспензий.
[0002] При транспортировке технологических сред по трубопроводам, они могут образовывать отложения на внутренней поверхности трубопровода. При накоплении этих отложений, они могут снижать способность трубопровода отвечать требованиям к расходу для технологического процесса. Дополнительно, в момент установки трубопровода, как правило, не известно, где будут образовываться такие отложения. Кроме того, когда отложения начинают образовываться, становится важным выявить их, так, чтобы можно было предпринять меры по их устранению.
[0003] В некоторых потоках технологических сред, также возможно, что трубопровод будет изнашиваться или иным образом корродировать от внутренней поверхности. Например, при производстве природного газа в поток технологической среды иногда захватывается песок, и он может истирать и изнашивать внутреннюю поверхность трубопровода. При достаточно длительном времени, такой износ может ухудшить качество трубопровода и повысить вероятность его разрушения или протекания.
[0004] Некоторые системы диагностики трубопроводов требуют допуска вовнутрь трубопровода, для осмотра или иной оценки состояния внутренней части трубопровода. Такие системы, как правило, требуют остановки потока, а следовательно, перевода системы в автономный режим. Даже некоторые системы, которые допускают диагностику трубопроводов в ходе работы, требуют также доступа вовнутрь трубопровода, а следовательно, допускают возникновения потенциальной точки утечки.
[0005] В Патенте США 7,290,540, переуступленном правопреемнику настоящей заявки, представлена система акустического обнаружения, способная обеспечивать обнаружение коррозии и загрязнения, путем ее соединения с внешней частью трубопровода. Однако, в некоторых средах с высоким уровнем технологического шума и/или вибрации, такое акустическое обнаружение не может быть оптимальным.
[0006] Следовательно, существует необходимость в системе диагностики трубопроводов, которая может функционировать во всех средах, независимо от акустики или вибрации, когда система процесса находится в режиме работы, и которая не порождает никаких потенциальных точек утечки.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] Система диагностики трубопровода включает в себя капсулу датчика, измерительную цепь и контроллер. Капсула датчика выполнен с возможностью связи с внешней поверхностью трубопровода и имела, по меньшей мере, один температурочувствительный элемент, расположенный в ней Измерительная цепь связана с капсулой датчика и выполнена с возможностью измерения электрических характеристик, по меньшей мере, одного температурочувствительного элемента и обеспечивает индикацию измерения. Контроллер соединен с измерительной цепью и выполнен с возможностью получения эталонного измерения передатчика и использования расчета теплопереноса с эталонным измерением передатчика и его показания для получения оцененной температуры технологической среды. Контроллер дополнительно выполнен с возможностью получения показания температуры технологической среды и предоставления показания диагностики трубопровода, исходя из сравнения оцененной температуры технологической среды и полученного показания температуры технологической среды.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0008] ФИГ. 1 представляет собой схематическое перспективное изображение трубопровода, иллюстрирующее внутреннее отложение на внутренней поверхности.
[0009] ФИГ. 2 представляет собой схематическую диаграмму, иллюстрирующую влияние образования накипи на тепловой поток от технологической среды, когда накипь накапливается на внутренней поверхности трубопровода.
[0010] ФИГ. 3 представляет собой схематическую систему измерения теплового потока, при наличии которой варианты воплощения, описанные в настоящей работе, являются особо применимыми.
[0011] ФИГ. 4 представляет собой блок-схему системы измерения теплового потока в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения.
[0012] ФИГ. 5A представляет собой схематическое изображение системы диагностики трубопровода на основе теплового потока в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения.
[0013] ФИГ. 5B представляет собой схему последовательности операций способа обеспечения диагностики трубопровода в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения.
[0014] ФИГ. 6A представляет собой схематическое изображение системы диагностики трубопровода на основе теплового потока в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения.
[0015] ФИГ. 6B представляет собой схему последовательности операций способа обеспечения диагностики трубопровода на основе теплового потока в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения.
[0016] ФИГ. 6C представляет собой схематическое изображение многоточечной системы измерения теплового потока в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения.
[0017] ФИГ. 7 представляет собой схематическое изображение в поперечном разрезе канала для ввода термопары, содержащее аспекты настоящего изобретения для выявления коррозии/отложений относительно стенки канала для ввода термопары.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЛЛЮСТРАТИВНЫХ ВАРИАНТОВ ВОПЛОЩЕНИЯ
[0018] ФИГ. 1 представляет собой схематическое изображение части трубопровода 100, иллюстрирующее образование накипи 102 на внутреннем 104 диаметре трубопровода 100. Накипь 102 или осадок могут накапливаться в трубопроводах, таких как трубопроводу 100, снижая эффективность трубопровода при подаче поток технологической среды. Трубопроводы можно периодически очищать, если это делают обычно при возникновении накипи. Период технического обслуживания может быть принят, исходя из скорости образования отложений и его, как правило, не измеряют. Для очистки трубопроводов, процесс, как правило, необходимо отключать, что требует значительного количества времени и усилий. В ходе процесса очистки можно оценить серьезность образования отложений. Если отложения не были серьезными, техническое обслуживание можно запланировать на другое время в будущем.
[0019] Трубопроводы также могут разрушаться и истончаться из-за коррозии. Во многих случаях это является фактором, который учитывают с использованием образцов материалов для испытаний на коррозию. Скорость коррозии для образцов материалов для испытаний на коррозию соответствует скорости коррозии технологического трубопровода. Поскольку существует несколько различных сценариев коррозии, образцы для испытаний на коррозию неэффективны на 100%.
[0020] Варианты воплощения, описанные в настоящей работе, как правило, усиливают изменение характеристик теплового потока относительно технологической среды, текущего через стенку трубопровода, который возникает при наличии отложений, или наоборот, когда коррозия или какой-либо другой процесс истончает стенку трубопровода. Эти разности в тепловых потоках можно определить множеством способов, которые будут описаны ниже.
[0021] ФИГ. 2 представляет собой картодиаграмму, иллюстрирующую тепловой поток через слой накипи и стенку трубопровода. По левой оси отложена температура, а горизонтальная ось соответствует расстоянию. Когда накипь отсутствует, как указано пунктирной линией 110, температура на внутреннем 104 диаметре стенки трубопровода, как правило, равна температуре технологической 111 среды. Если предположить, что температура технологической среды повышена по сравнению с температурой 113 окружающей среды, тепловой поток 112 через стенку 106 трубопровода, как правило, будет приводить к относительно небольшому, но выявляемому снижению температуры, так что измеренная 114 температура на внешнем 116 диаметре будет несколько ниже, чем температура на внутреннем 104 диаметре. В проиллюстрированном примере, температура 113 окружающей среды показана непосредственно у внешней поверхности стенки 106 трубопровода. В случаях, когда вокруг стенки 106 трубопровода обеспечена изоляция или некоторый дополнительный слой, на внешней поверхности дополнительной изоляции/слоя может иметь место температура 113 окружающей среды. Величина этой разности температур зависит от материала стенки трубопровода, а также величины теплового потока через стенку трубопровода.
обшивки_погрешность
обшивки_погрешность
[0022] Металлические трубопроводы, как правило, обладают относительно высокой теплопроводностью, тогда как полимерные трубопроводы, такие как трубопроводы из ПВХ, обладают более низкой теплопроводностью. Когда имеется слой накипи, такой как слой 102 накипи, тепло, перед тем, как течь через стенку 106 трубопровода, должно сначала течь через слой накипи. Следовательно, температура поверхности слоя накипи приближается к температуре технологической среды, которая, как правило, равна температуре технологической 111 среды. Однако, в примере, показанном на ФИГ. 2, слой 118 накипи обладает относительно более низкой теплопроводностью, чем стенка трубопровода. Следовательно, величина перепада температур между температурой технологической 111 среды и температурой на внутреннем 104 диаметре может быть значительно больше, чем разность, которая возникает, когда тепло течет лишь через стенку трубопровода. Как видно на ФИГ. 2, как только тепло начинает течь через слой 118 накипи, изменение температуры через стенку трубопровода от внутреннего 104 диаметра к внешнему 116 диаметру становится приблизительно таким же, как при отсутствии накипи. Однако, из-за того, что теплу приходится течь через слой 118 накипи, вводится параметр T 120. В вариантах воплощения, описанных в настоящей работе, как правило, используют выявление и определение характеристики этой величины T для предоставления информации, касающейся отложения накипи или осадка, а также возможной коррозии, возникающей в стенке трубопровода. Как можно представить, в случае, когда стенка трубопровода истирается или иным образом истончается, перепад температур будет меньше, чем когда он был измерен для стенки трубопровода с полной толщиной.
[0023] ФИГ. 3 представляет собой схематическое изображение системы измерения теплового потока, для которой варианты воплощения настоящего изобретения применимы на практике. Как проиллюстрировано, система 200, как правило, включает в себя часть 202 трубного зажима, которая выполнена с возможностью прижатия вокруг трубопровода 100. Трубный зажим 202 может иметь один или более держателей 204 зажима для обеспечения возможности размещения части 202 зажима и ее прижатия к трубопроводу 100. Трубный зажим 202 может заменить один из держателей 204 зажима с шарнирной частью, вследствие чего трубный зажим 202 можно открывать для его размещения на трубопроводе, а затем закрывать его и закреплять держателем зажима 204. Тогда как зажим, проиллюстрированный применительно к ФИГ. 3 является особо применимым, в соответствии с вариантами воплощения, описанными в настоящей работе, для надежного размещения системы 200 вокруг внешней поверхности трубопровода можно использовать любое подходящее механическое устройство.
[0024] Система 200 включает в себя капсулу 206 датчика теплового потока, которую прижимают к внешнему 116 диаметру трубопровода 100 пружиной 208. Термин «капсула» не следует рассматривать как обозначение любой конкретной структуры или формы, и поэтому может быть образован с различными формами, размерами и конфигурациями. Тогда как проиллюстрирована пружина 208, специалисты в данной области техники должны учитывать, что для приведения капсулы 206 датчика в постоянный контакт с внешним 116 диаметром можно использовать различные технологии. Капсула 206 датчика, как правило, включает в себя один или более температурочувствительных элементов, таких как резистивные температурные детекторы (РТД). Датчики в капсуле 206 электрически соединены с цепью передатчика в корпусе 210, который выполнен с возможностью получения одного или более измерений температуры от капсулы 206 датчика и расчета оценочной температуры технологической среды, исходя из измерений от капсулы 206 датчика, и эталонной температуры, такой как температура, измеренная в корпусе 210, или иным образом поданной на цепь в корпусе 210.
[0025] В одном примере, основной расчет теплового потока можно упростить до:
скорректированная=
обшивки
обшивки
эталонная
трубопровод
датчик
[0026] Tt + (t - t) * (R/R).
обшивки
эталонная
датчика
обшивки
трубопровода
трубопровода
скорректированной
[0027] В этом уравнении, t представляет собой измеренную температуру внешней поверхности канала. Дополнительно, t представляет собой вторую температуру, полученную применительно к местоположению, обладающему фиксированным тепловым полным сопротивлением (R) от датчика температуры, который измеряет t. R представляет собой тепловое полное сопротивление канала и может быть получено вручную, исходя из получения информации о материале трубопровода, информации о толщине трубопровода и информации о спецификации трубопровода. Дополнительно, или в качестве альтернативы, параметр, относящийся к R, можно определять в ходе калибровки и сохранять для последующего использования. Следовательно, при использовании подходящего расчета теплового потока, такого как описанный выше, цепь в корпусе 210 может рассчитывать оценку для температуры технологической среды (t) и направлять показания касательно такой температуры технологической среды на подходящие устройства и/или пульт управления. В примере, проиллюстрированном на ФИГ. 3, такую информацию можно передавать по беспроводной связи посредством антенны 212.

[0028] ФИГ. 4 представляет собой блок-схему цепи в корпусе 210 для системы измерения теплового потока в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения. Система 200 включает в себя цепь 220 связи, связанную с контроллером 222. Цепь 220 связи может представлять собой любую подходящую цепь, которая способна передавать информацию об оцененной температуре технологической среды в дополнение к информации о диагностике трубопровода 100. Цепь 220 связи позволяет системе измерения теплового потока передавать данные о выходной температуре технологической среды через контур или сегмент связи между процессами. Подходящие примеры протоколов контура связи между процессами включают в себя протокол на 4-20 миллиампер, протокол магистрального адресуемого дистанционного преобразователя (Highway Addressable Remote Transducer, HART), протокол FOUNDATION™ Fieldbus и протокол WirelessHART (IEC 62591).

[0029] Система 200 измерения теплового потока также включает в себя модуль 224 источника электропитания, который подает электроэнергию на все компоненты системы 200, как указано стрелкой 226. В вариантах воплощения, где система измерения теплового потока связана с проводным контуром связи между процессами, таким как контур HART или сегмент FOUNDATION™ Fieldbus, модуль 224 электропитания может включать в себя подходящую цепь для регулирования мощности, поступающей с контура или сегмента, для управления различными компонентами системы 200. Следовательно, в таких вариантах воплощения проводного контура связи между процессами, модуль 224 источника электропитания может обеспечивать подходящее регулирование мощности, для обеспечения подачи электропитания на все устройство с контура, с которым оно связано. В других вариантах воплощения, когда используют беспроводную технологическую связь, модуль 224 источника электропитания может включать в себя источник электропитания, такой как батарея, и подходящую цепь регулирования мощности.
[0030] Контроллер 222 включает в себя любое подходящее устройство, которое способно генерировать оценку температуры технологической среды на основе теплового потока с использованием измерений, полученных с датчика (датчиков) в капсуле 206, и дополнительной эталонной температуры, такой как конечная температура в корпусе 210. В одном примере, контроллер 222 представляет собой микропроцессор.
[0031] Измерительная 228 цепь связана с контроллером 222 и обеспечивает цифровые данные по показанию применительно к измерениям, полученным из одного или более датчиков 230 температуры. Измерительная 228 цепь может включать в себя один или более аналогово-цифровых преобразователей и/или подходящую мультиплексную цепь для сопряжения одного или более аналогово-цифровых преобразователей с датчиками 230. Дополнительно, измерительная 228 цепь может включать в себя подходящую цепь усиления и/или спрямления, что может быть пригодным для различных типов используемых датчиков температуры.
[0032] Как было описано выше, когда в трубопроводе 102 возникает накипь, характеристики теплопередачи системы трубопровод/накипь изменяются. Это изменение можно выявить различными способами. Измерения теплового потока, как правило, осуществляют, исходя из теплопроводности, которая должна быть известна для технологической среды, и эталонной температуры, например, на выводах передатчика, включая стенку трубопровода. При турбулентной технологической среде можно допустить, что поперечная температура технологической среды почти одинаковая. Если технологическая среда является турбулентной, она будет иметь умеренную поперечную температуру, для обеспечения надлежащего измерения температуры процесса. Для обеспечения корректировки имеются три конфигурируемых параметра: толщина стенки трубопровода, материал трубопровода и спецификация трубопровода. Они определяют теплопроводность технологического трубопровода. В вариантах воплощения, где эти величины известны заранее, их можно вводить в контроллер 222 в ходе изготовления, либо во время настройки на месте. Однако, поскольку толщина стенки трубопровода, материал трубопровода и спецификация трубопровода, как правило, не изменяются, эти параметры также можно рассматривать как постоянные, вследствие чего, если на контроллере 222, когда контроллер 222 способен измерять температуру обшивки трубопровода с использованием капсулы 206, обеспечена известная температура технологической среды, количественный параметр, относящийся к теплопроводности, если не саму теплопроводность технологического трубопровода можно рассчитать с помощью контроллера 222. Этот количественный параметр можно сохранять и сравнивать с последующими расчетами, для определения того, изменяется ли данный параметр. Такие изменения в таком случае считаются указывающими на возможную накипь или коррозию.
[0033] Следовательно, контроллер 222 может использовать расчет теплового потока, такой как описанный выше, для измерения теплового потока через технологический трубопровод и эталонной внутренней температуры для трубопровода. Сравнение затем можно использовать для определения уровня отложений или толщины технологического трубопровода. Когда температуры отклоняются сверх указанного предела (индикации уровня порогового значения отложений), можно запланировать техническое обслуживание.
обшивки
погрешность
[0034] Поскольку расчет теплопередачи, используемый контроллером 222, предполагает наличие температуры технологической среды в трубопроводе, для точного выходного значения, как правило, необходимо учитывать толщину стенки трубопровода и материал трубопровода. Накипь в трубопроводе, как правило, будет действовать как теплоизолятор между технологической средой и трубопроводом, что приводит к изменению температуры обшивки. Например, трубопровод из углеродистой стали диаметром 6 дюймов, который имеет 1% засорением накипью, будет давать расхождение или погрешность (t_), которая составляет примерно 2% разности температур между температурой окружающей среды и температурой технологической среды на выходе.
обшивки_погрешность
[0035] ФИГ. 5A представляет собой схематическое изображение системы диагностики трубопровода на основе теплового потока в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения. Система 200 прижата к трубопроводу 100 и выполнена с возможностью получения температуры обшивки t_обшивка на внешнем диаметре трубопровода 100. При использовании этого измерения температуры t_обшивки в сочетании с конечным измерением передатчика, система 200 может дать оценочную температуру технологической среды, имеющейся в трубопроводе 100. Система 200 передает свою оценку температуры технологической среды на пульт 400 управления по беспроводной связи, такой как в соответствии с IEC62591. Дополнительно, датчик 300 измерения температуры технологической среды также расположен на трубопроводе 100 и включает в себя канал для ввода термопары или другой подходящий датчик для измерения температуры технологической среды в трубопроводе 100. Температуру, измеренную передатчиком 300, можно передавать в цифровом виде на систему 200 с помощью пульта 400 управления. Затем, система 200 может сравнивать свою оцененную температуру технологической среды с измерением температуры технологической среды, полученное в цифровом виде, полученным от системы 300, для выявления или иной оценки характеристики отклонения или погрешности (T), вызванную накипью или истончение трубопровода. Притом, что это отклонение может быть выявлено системой 200, оно также может быть выявлено любым подходящим устройством в системе управления процессом, которая способно принимать такую информацию и обеспечивать сравнение. Следовательно, сравнение, а следовательно, обнаружение накипи или истончения трубопровода можно выполнять с помощью устройства, функционирующего в пульте 400 управления.
[0036] ФИГ. 5B представляет собой схему последовательности операций способа обеспечения диагностики трубопровода в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения. Способ 500 начинается на блоке 502, где получают измерение эталонной температуры технологической среды. Это измерение эталонной температуры технологической среды может быть обеспечено за счет другого устройства, измеряющего температуру технологической среды в технологической системе, или даже другой системы диагностики трубопровода на основе теплового потока в соответствии с вариантами воплощения, описанными в настоящей работе. В качестве альтернативы, если температура технологической среды хорошо контролируется, предполагаемую температуру можно использовать в качестве эталонного измерения для сравнения температур, при оценке отложений. Затем, на блоке 504 получают измерение температуры обшивки трубопровода и эталонную температуру передатчика. Измерение температуры обшивки трубопровода получают из одного или более температурочувствительных элементов, расположенных в капсуле 206 датчика (показанной на ФИГ. 3). Эталонную температуру передатчика можно измерять с использованием датчика температуры, расположенного в корпусе 210 (показанного на ФИГ. 3). На блоке 506 расчет теплопередачи применяют к эталонному измерению передатчика и измерению температуры обшивки трубопровода для генерирования оценочной температуры технологической среды в трубопроводе. На блоке 508 рассчитывают величину погрешности оценки. Эту погрешность можно рассчитать путем сравнения оценки с известным измерением технологической среды или путем сравнения оценки с отдельной оценки из другой системы диагностики тепла на основе теплого потока. Например, если известно, что отложения накипи в трубопроводе накапливаются неравномерно вокруг внутреннего диаметра трубопровода, одна система может быть выполнена с возможностью выявления накипь трубопровода на нижнем внутреннем диаметре трубопровода, тогда как вторая система может быть выполнена с возможностью выявления накипи на верхнем внутреннем диаметре. Таким образом, когда накипь отсутствует, две системы могут обладать одинаковой относительно низкой погрешностью. Однако, при нарастании накипи на одной из поверхностей, такой как нижняя поверхность, погрешность, полученную при этом измерении системы, можно выявлять путем его сравнения с измерением системы на верхней поверхности. Независимо от того, как была выявлена погрешность, на блоке 510 погрешность или отклонение сравнивают с допустимым пределом погрешности. Если погрешность превышает допустимый предел, рекомендуется техническое обслуживание 512. Если отклонение не превышает допустимого предела, система повторяет свои действия, возвращая управление блоку 502.
[0037] ФИГ. 6A представляет собой схематическое изображение пары систем диагностики трубопровода на основе теплового потока в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения. Как показано на ФИГ. 6A, система 200 прижата к трубопроводу 100 так, чтобы ее капсула датчика была расположена вблизи верхней 600 часть трубопровода 100. Дополнительно, система 200’ расположена так, чтобы ее капсула датчика была расположена вблизи нижней 602 поверхности трубопровода 100. Каждая из систем 200, 200’ передает свою оценочную температуру технологической среды на пульт 400 управления по беспроводной связи. При отсутствии накипи или коррозии, количества, передаваемые системами 200 и 200’, должны быть фактически идентичными. Однако, если накипь трубопровода начинает накапливаться на одной или другой стороне трубопровода 100, оценки больше не будут приниматься. Таким образом, отклонение одной системы относительно другой можно рассматривать как указывающее на состояние, возникающее в трубопроводе 100, которое в настоящем, либо в будущем времени будет требовать технического обслуживания.
[0038] ФИГ. 6B представляет собой схему последовательности операций способа 620 обеспечения диагностики трубопровода в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения. Способ 620 начинается на блоке 622, где получают измерения температуры обшивки от нескольких систем оценки температуры технологической среды на основе теплового потока, таких как система 200 и 200’ (показанные на ФИГ. 6A). Затем, на блоке 624 получают разности между двумя измерениями температуры обшивки. Эти разности можно сравнить любым количеством способов, для идентификации накипи или тенденций оценок. Например, разности между самими значениями можно просто сравнить, как показано на блоке 626. Кроме того, можно сравнить статистику применительно к каждому измерению температуры обшивки. Например, изменение и/или стандартное отклонение каждого измерения температуры обшивки в течение заданного периода времени можно сравнить между системой 200 и системой 200’. Таким образом, индикация дополнительного шума или изменчивость измерений датчика температуры обшивки друг относительно друга может указывать на коррозию или на отложения накипи. Дополнительно, как указано на блоке 630, можно использовать любую другую подходящую технологию для сравнения разности между двумя измерениями температуры обшивки. Затем, на блоке 632 определяют, превышает ли разность между измерениями температуры обшивки выбранный предел. Если превышает, то рекомендуется техническое обслуживание, как указано на блоке 634. Когда такое техническое обслуживание рекомендуется, ответственному лицу, такому как оператор процесса, может быть отправлено сообщение о процессе, указывающее на то, что техническое обслуживание трубопровода необходимо или будет необходимо в ближайшее время. Дополнительно, на каждой соответствующей системе диагностики на основе теплового потока и/или на подходящем устройстве на пульте 400 управления могут быть задействованы подходящие сигнализаторы, такие как звуковые/визуальные сигнализаторы.
[0039] ФИГ. 6C представляет собой схематическое изображение системы диагностики трубопровода на основе теплового потока в соответствии с другим вариантом воплощения настоящего изобретения. Система 650 аналогична системе 200, но включает в себя дополнительную капсулу 652 датчика, которая в примере, проиллюстрированном на ФИГ. 6C, расположена диаметрально противоположно от капсулы 206 датчика. Капсула 652 датчика электрически связана с цепью в корпусе 210. В примере, показанном на ФИГ. 6C, эта электрическая связь показана схематически в виде проводников 654. Однако, на практике такое взаимное соединение, как правило, будет обеспечено в форме гибких цепей или других подходящих проводников, которые монтируют или иным образом прикрепляют к различным частям зажим 202 трубопровода. Система 650 обеспечивает преимущества системы, описанным применительно к ФИГ. 6A и 6B в одиночном устройстве. Дополнительно, тогда как на ФИГ. 6C показана пара капсул датчиков, четко подразумевается, что с трубным зажимом 202 могут быть связаны дополнительные капсулы датчиков, для обеспечения дополнительных мест измерения и/или надежности датчика. Кроме того, такие дополнительные датчики могут быть линейно распределены по обмотке, которая окружает весь трубопровод или его часть. Эта обмотка может быть связана с трубопроводом для идентификации разности температуры. Относительное отклонение или повышение/понижение шума измерений в той или иной точке может указывать на наличие отложений или на истончение.
[0040] ФИГ. 7 представляет собой схематическое изображение в поперечном разрезе канала для ввода термопары, содержащее аспекты настоящего изобретения для выявления коррозии/отложений относительно стенки канала для ввода термопары. Канал 700 для ввода термопары прикреплен к трубопроводу 702 посредством отверстия 704, причем канал 700 для ввода термопары включает в себя датчик 706 температуры, расположенный в дальнем конце канала для ввода термопары и выполнен с возможностью выявления температуры технологической среды, текущей по каналу 702. Как видно, из-за своего местоположения в потоке технологической среды, канал 700 для ввода термопары накапливает отложения 710 накипи на своей верхней по потоку стороне (отметим, что направление потока технологической среды обозначено стрелкой 712). В соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения, канал 700 для ввода термопары включает в себя два дополнительных датчика температуры 714, 716, почти так же, как и система 650 (показанная на ФИГ. 6C) имеет пару 206, 652 капсул датчиков, диаметрально противоположных друг другу. Таким образом, внутреннюю часть канала для ввода термопары можно рассматривать как канал для технологической среды, а измерения от отдельных датчиков можно использовать для диагностики коррозии/отложений.
[0041] Когда начинают образовываться отложения 710, тепловой поток от технологической среды 708 к датчику 716 температуры будет вынужден проходить через отложения 710, что приводит к падению температуры. Напротив, тепло, текущее от технологической среды 708 к датчику 714 температуры, не будет проходить через какие-либо отложения, а следовательно, не будет приводить к падению температуры. Таким образом, сравнение показаний с датчика 714 с показаниями датчика 716 может дать указание на то, что возникают отложения/коррозия. Следует отметить, что хотя в примере, показанном на ФИГ. 7, представлена пара дополнительных датчиков 714, 716, расположенных почти на одинаковом расстоянии от центра канала 702, четко подразумевается, что дополнительный датчик можно размещать на различных расстояниях от центра канала 702. Кроме того, измерение, полученное с датчика 706 температуры, также можно использовать для облегчения диагностики коррозии/отложений.
[0042] Тогда как вариант воплощения, описанный применительно к ФИГ. 7, обеспечивает дополнительные датчики температуры в канале для ввода термопары для обеспечения диагностики коррозии/отложений, четко подразумевается, что технологию, описанную в настоящей работе, можно применять для любого элемента, расположенного в потоке технологической среды, такого как, - без ограничений, - измерительная диафрагма, отбрасывающая преграда и формирователь потока.
[0043] Если температура процесса относительно хорошо контролируется и часто не изменяется, предполагаемую температуру фактически можно использовать в качестве эталонного измерения для сравнения температур при оценке отложения. Кроме того, расчет теплопередачи в таких случаях может потребовать лишь одного измерения температуры поверхности и предполагаемой температуры окружающей среды, наряду с измерением эталонной температуры технологической среды для оценки наличия отложений.
[0044] Хотя настоящее изобретение было описано со ссылкой на предпочтительные варианты воплощения, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что в форму и в детали могут быть внесены изменения, без отступления от сущности и объема изобретения. Тогда как настоящее изобретение было описано применительно к диагностике внутреннего диаметра трубопровода, такую диагностику можно распространить и на каналы для ввода термопар, менее инвазивные каналы для ввода термопар, датчики внешней температуры и датчики капсул с изолированными стержнями.