Способ мониторинга технического состояния трубопровода и система для его осуществления



Способ мониторинга технического состояния трубопровода и система для его осуществления
Способ мониторинга технического состояния трубопровода и система для его осуществления

 


Владельцы патента RU 2563419:

Шаклеин Сергей Степанович (RU)
Абрамов Михаил Викторович (RU)

Изобретение относится к области мониторинга состояния трубопроводов. Технический результат - повышение точности контроля. Способ включает установку датчиков на трубопроводе, измерение ими параметров текущего состояния трубопровода, определение отклонения текущих параметров состояния трубопровода от нормы, получение адаптированной к текущему состоянию модели состояния трубопровода и оценку дальнейшего состояния трубопровода. При этом в качестве датчиков используют распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций. Датчики измеряют в непрерывном режиме магнитное, электрическое, тепловое и акустическое поля в качестве текущих параметров состояния трубопровода. Анализируют отклонения измеренных полей от нормы, выявляют на трубопроводе участки проявления отклонений, осуществляют местную диагностику состояния трубопровода в указанных участках. При этом либо устраняют выявленную неисправность, либо, при отсутствии неисправности, адаптируют модель состояния трубопровода к текущему состоянию путем включения в указанную модель описания выявленного отклонения. Также изобретение относится к системе мониторинга технического состояния трубопровода, предназначенной для осуществления указанного способа. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области мониторинга состояния технических объектов и касается способа наблюдения за техническим состоянием магистрального трубопровода, предназначенного для транспортировки газообразных и жидких веществ, например, природного газа или нефти.

Проблемы, связанные с эксплуатацией трубопровода, например, газопровода, нефтепровода, продуктопровода, тепловой магистрали и т.д., можно разделить на три группы:

1. Проблемы безопасности жизни населения, живущего вдоль трубопровода: взрывы, пожары, отравления, затопления и т.д.

2. Экологические проблемы: загрязнение окружающей среды при авариях

3. Коммерческие проблемы: потери энергоносителя, контрактные неустойки, возмещение ущерба потерпевшим лицам, репутационные потери и т.д.

Магистральный трубопровод осуществляет передачу больших объемов транспортируемых сред, и поэтому перечисленные выше проблемы могут привести к серьезным техническим и финансовым последствиям. Вследствие этого мониторинг технического состояния магистрального трубопровода является актуальной задачей для служб, осуществляющих его эксплуатацию.

Мониторинг - это непрерывный процесс наблюдения и регистрации параметров объекта, в сравнении с заданными критериями. В соответствии с другим определением, мониторинг - это система сбора/регистрации, хранения и анализа небольшого количества ключевых (явных или косвенных) признаков/параметров описания данного объекта для вынесения суждения о поведении/состоянии данного объекта в целом. То есть для вынесения суждения об объекте в целом на основании анализа небольшого количества характеризующих его признаков. При этом под мониторингом состояния понимается наблюдение за состоянием объекта для определения и предсказания момента перехода в предельное состояние. Результат мониторинга состояния объекта представляет собой совокупность диагнозов составляющих его субъектов, получаемых на неразрывно примыкающих друг к другу интервалах времени, в течение которых состояние объекта существенно не изменяется. Таким образом, мониторинг состояния объекта должен:

1. Отслеживать ключевые признаки состояния объекта (минимизировать объем собираемой информации);

2. Выявлять текущие изменения ключевых признаков (формировать тренды);

3. Собирать объективную и достоверную информацию о состоянии объекта, непрерывную во времени и пространстве;

4. Предсказывать приближение предельного состояния;

5. Включать систему измерений и сбора информации о состоянии объекта.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ, раскрытый в патенте РФ №2451874. Указанный способ включает установку датчиков на трубопроводе, измерение при помощи датчиков параметров текущего состояния трубопровода, определение отклонения текущих параметров состояния трубопровода от нормы, получение адаптированной к текущему состоянию модели состояния трубопровода и оценку дальнейших состояний трубопровода с учетом полученной адаптированной модели. Более конкретно, способ включает измерение физических параметров набором датчиков, расположенных внутри и с внешней стороны трубопровода по его длине, и обработку измеренных физических величин. Предварительно для каждого i-го участка трубопровода создают расчетную математическую модель с эталонными параметрами. По измеренным физическим параметрам и расчетной математической модели для каждого i-го участка создают адаптированную к текущему состоянию расчетную модель. По измеренным физическим параметрам и адаптированной расчетной модели для каждого конечного элемента модели вычисляют обобщенный косвенный показатель текущего состояния трубопровода, например запас прочности или производные запаса прочности в материале трубопровода. Полученный массив обобщенных косвенных показателей оценивают по зонам допуска «допустимо», «требует принятия мер», «недопустимо», по которым принимают решение о необходимости воздействия на трубопровод.

Система мониторинга и оценки технического состояния магистрального трубопровода в соответствии с указанным патентом включает набор датчиков для измерения физических параметров, влияющих на техническое состояние магистрального трубопровода, и средства для обработки измеренных физических параметров и отличается тем, что средства для обработки измеренных физических параметров содержат блок сбора данных, блок хранения данных и расчетных моделей, блок адаптации расчетных моделей, блок вычисления обобщенных косвенных показателей и устройство отображения информации АРМ диспетчера, при этом выходы датчиков через блок сбора данных соединены с первым входом блока хранения данных и расчетных моделей, первый выход которого подключен к первому входу блока вычисления обобщенных косвенных показателей и ко входу блока адаптации расчетных моделей, выход которого подключен ко второму входу блока хранения данных и расчетных моделей, второй выход которого соединен со вторым входом блока вычисления обобщенных косвенных показателей, выход которого подключен к третьему входу блока хранения данных и расчетных моделей и устройству отображения информации АРМ диспетчера.

Недостатками наиболее близкого аналога являются следующие:

1. В указанном способе длина участков трубопровода выбирается по неопределенным критериям, при этом локализация результатов мониторинга осуществляется с точностью до участка трубопровода, т.е. с точностью, по крайней мере, до нескольких километров.

2. Каждый участок трубопровода предлагается оснастить набором датчиков, номенклатура которых остается открытой, а количество датчиков, размещаемых на участке, задается из практических соображений, то есть состав датчиков для конкретного участка может существенно отличаться от состава датчиков для другого участка. При этом существенно усложняются алгоритмы сбора данных и алгоритмы интерпретации технического состояния участков трубопровода, поскольку состав диагностической информации (состав набора датчиков) для каждого конкретного участка отличается от состава датчиков на других участках.

3. Датчики закладываются на некотором расстоянии друг от друга, вследствие чего не исключена возможность «слепых пространств» вдоль трубопровода, не охваченных системой мониторинга.

4. Информация с датчиков опрашивается с определенным временным дискретом, вследствие чего не исключена возможность «слепых временных зон» в мониторинге трубопровода.

5. Большинство видов датчиков из предлагаемой номенклатуры (датчики деформаций вмещающих грунтов, датчики сейсмической активности в районе трубопровода, датчики тектонических смещений земной поверхности, датчики параметров транспортируемого продукта) характеризует материальную среду, окружающую трубопровод и влияющую на его состояние, но не отражает собственно техническое состояние трубопровода.

6. Расчетную модель участка трубопровода и, соответственно, адаптированную расчетную модель, предлагается строить только на основании механических характеристик трубопровода, а моделирование внешней среды ограничивать только механическими факторами.

7. Оценку состояния трубопровода предлагается производить на основе единственного показателя «запас прочности» (или производные запаса прочности в материале трубопровода), что не дает информации о техническом состоянии трубопровода в объеме нормативных требований эксплуатирующих организаций, таких как нарушения сплошности металла (прожог, расслоение, неметаллическое включение, раковина, усталостная и стресс-коррозионная трещины, коррозионная язва, задир, канавка, царапина, плена, рванина, непровар), утечка транспортируемых веществ, эффективность средств электрохимической защиты трубопровода, состояние трубопроводной арматуры, состояние изоляционного покрытия и глубины заложения трубопровода, толщина стенок труб и твердость металла, дефекты геометрии трубопровода.

Задачей заявленного изобретения является создание способа мониторинга технического состояния трубопровода и системы для его осуществления, лишенных указанных недостатков наиболее близкого аналога.

Задача решается за счет создания способа мониторинга технического состояния трубопровода, включающего измерение параметров текущего состояния трубопровода датчиками, установленными на трубопроводе, определение отклонения текущих параметров состояния трубопровода от нормы, получение адаптированной к текущему состоянию модели состояния трубопровода и оценку дальнейшего состояния трубопровода с учетом полученной адаптированной модели. В отличие от ближайшего аналога в качестве текущих параметров состояния трубопровода в непрерывном режиме измеряют магнитное, электрическое, тепловое и акустическое поля, при этом используют распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций, анализируют отклонения измеренных полей от нормы, выявляют на трубопроводе участки проявления отклонений, осуществляют местную диагностику состояния трубопровода в указанных участках и, при отсутствии неисправности, адаптируют модель состояния трубопровода к текущему состоянию путем включения в указанную модель описания выявленного отклонения. Секции датчиков выполняют одинаковой длины. Длину секции датчиков выполняют кратной стандартной длине труб, из которых составлен трубопровод. Для анализа отклонений измеренных полей от нормы строят функцию изменения указанных отклонений во времени и по длине трубопровода, вычисляют первую и вторую производные от функции этих отклонений по времени и длине трубопровода и сопоставляют полученные значения со значениями, принятыми за норму. Секции датчиков подключают через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода. Модель состояния трубопровода адаптируют к текущему состоянию путем включения в указанную модель уставок. Дополнительно используют по меньшей мере один лазерный газоанализатор, подключенный через общую магистраль и передающий информацию о состоянии всех участков трубопровода.

Также задача решается за счет создания системы мониторинга технического состояния трубопровода, содержащей набор датчиков для измерения параметров текущего состояния трубопровода, систему сбора данных и систему обработки измеренных параметров состояния трубопровода. В отличие от ближайшего аналога в ней использованы распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций для измерения в непрерывном режиме магнитного, электрического, теплового и акустического полей, при этом система мониторинга снабжена блоком хранения данных измеренных полей, блоком анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода, блоком адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, блоком формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от адаптированной модели состояния трубопровода и устройством отображения информации, причем система сбора данных подключена к блоку хранения данных измеренных полей, который подключен к блоку анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода, который первым выходом подключен к блоку адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, а вторым выходом - к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, а блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию подключен к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, который подключен к устройству отображения информации. Блок анализа отклонений текущих параметров выполнен с возможностью построения функции изменения указанных отклонений во времени и по длине трубопровода и вычисления первой и второй производных от функции этих отклонений по времени и длине трубопровода. Секции датчиков подключены через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода. Блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию выполнен с возможностью выработки уставки. Система снабжена по меньшей мере одним лазерным газоанализатором, подключенным через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода. Лазерные газоанализаторы установлены на участках трубопровода с наиболее высоким риском возникновения аварийной ситуации. Система сбора данных содержит по меньшей мере один блок обработки данных с датчиков, подключенный к контроллеру сбора данных.

Техническим результатом заявленного изобретения является:

1. Возможность использования всего четырех видов физических полей для контроля практически всех показателей технического состояния трубопровода;

2. Возможность контроля физических полей с помощью распределенных или квазираспределенных волоконно-оптических датчиков непрерывно во времени и в пространстве, без мертвых зон;

3. Упрощение создания феноменологической модели состояния трубопровода, получаемой простыми прямыми измерениями;

4. Минимизация объемов диагностической информации, отражающей техническое состояние трубопровода;

5. Возможность получения простых критериев оценки технического состояния трубопровода;

6. Повышение точности локализации потенциальной неисправности за счет применения оптических методов измерения;

7. Повышение отказоустойчивости и ремонтопригодности системы мониторинга за счет секционирования пучков волоконно-оптических датчиков;

8. Упрощение протокола сбора данных об аномалиях: сколько бы их ни было, все массивы будут иметь одинаковую структуру;

9. Упрощение интерпретации диагностической информации при оценке текущего технического состояния трубопровода;

10. Унификация подключения датчиков через цифровую магистраль, что позволяет расширять номенклатуру и количество датчиков, например, подключать лидары;

11. Масштабируемость и конфигурируемость системы сбора данных: контроллеров сбора данных может быть любое количество в зависимости от необходимости;

12. Возможность применения различной каналообразующей аппаратуры для сбора данных (проводной, радиорелейной, спутниковой).

13. Повышение адекватности реакции персонала на выход показателей состояния трубопровода за допустимые пределы (аномалии состояния) за счет:

- Повышения точности локализации места проявления аномалии;

- Предоставления информации о скорости и направлении развития аномалии в пространстве и времени;

- Предоставления информации об изменениях значений других контролируемых показателей синхронно с процессом развития аномалии по конкретному показателю.

Изобретение поясняется следующими фигурами:

Фиг.1 - алгоритм заявленного способа мониторинга технического состояния трубопровода;

Фиг.2 - заявленная система мониторинга технического состояния трубопровода.

1 - трубопровод, поделенный на участки (дистанции); 2 - волоконно-оптические датчики; 3 - секция датчиков; 4 - общая магистраль, передающая информацию о состоянии всех участков трубопровода; 5 - блок обработки данных; 6 - каналы связи; 7 - контроллер сбора данных; 8 - система сбора данных; 9 - блок хранения данных измеренных полей; 10 - блок анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода; 11 - кортеж изменений отклонений во времени и пространстве; 12 - блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию; 13 - блок формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода; 14 - устройство отображения информации; 15 - средства для обработки измеренных физических параметров; 16 - средства локальной диагностики; 17 - лазерный газоанализатор.

Способ осуществляется следующим образом.

Известны волоконно-оптические датчики физических полей распределенного и квазираспределенного типов, отличающиеся по степени локализации измеряемого параметра. Так, в распределенных датчиках параметр может быть измерен в любой точке волокна, а в квазираспределенных датчиках - в специально созданных участках волокна, располагаемых сколь угодно близко друг от друга.

Для повышения вероятности правильного диагностирования в участках трубопровода с наиболее высоким риском возникновения аварийной ситуации к перечисленным выше физическим полям может быть добавлено химическое поле, датчиком которого является лазерный газоанализатор на основе лидара (Laser Induced Differential Absorption Radar), имеющий возможность включения его в систему сбора данных мониторинга трубопровода. При этом может быть использован по меньшей мере один лазерный газоанализатор, подключенный через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода. Связь полей с контролируемыми показателями состояния трубопровода показана в таблице 1.

Таблица 1
Контролируемый показатель трубопровода Через какое поле проявляется показатель
Нарушения сплошности металла (прожог, расслоение, неметаллическое включение, раковина, усталостная и стресс-коррозионная трещины, коррозионная язва, задир, канавка, царапина, плена, рванина, непровар) Магнитное поле
Акустическое поле
Утечки газа Химическое поле
Температурное поле
Эффективность средств ЭХЗ Электрическое поле
Механические напряжения (деформации) и перемещения участков газопроводов, находящихся в непроектном положении Магнитное поле
Акустическое поле
Магнитное поле
Состояние трубопроводной арматуры Электрическое поле
Акустическое поле
Состояние изоляционного покрытия и глубины заложения трубопровода Электрическое поле
Магнитное поле
Толщина стенок труб Магнитное поле
Акустическое поле
Дефекты геометрии трубопровода. Магнитное поле
Акустическое поле

Задача мониторинга технического состояния трубопровода на основе измерения физических полей достаточно сложна в методологическом отношении. Целью мониторинга является выявление отклонений (аномалий) значений физических полей и последующая интерпретация этих отклонений. При этом известно, что на величину магнитных аномалий в каждой точке наблюдений влияют все магнитоактивные объекты (например, металлолом, электрические кабели и т.д.). В связи с этим, аномальные поля оказываются сложными, что затрудняет их диагностическое истолкование и даже визуальное обнаружение.

Разделение магнитных аномалий осложняется также за счет взаимного влияния намагниченных тел, расположенных близко друг к другу. Такие тела намагничиваются не только за счет земного магнитного и собственного размагничивающего полей, но также и за счет влияния аномального поля соседнего дефекта. Поэтому магнитные аномалии, строго говоря, принципиально невозможно разделить.

Аналогичные проблемы наблюдаются и в случае других физических полей в зоне расположения трубопровода.

При этом следует отметить, что отклонение, в частности аномалия, любого физического поля само по себе не является неизменным признаком аварийного или предаварийного состояния трубопровода, поскольку оно может быть вызвано воздействием посторонних предметов или процессов, таких как ремонтные работы на линии электропередач, проход тяжелой техники и т.д.

Рекомендуемый критерий для установления аномалии следующий: «обнаруживаемую аномалию считают достоверной, если она отмечается не менее чем по трем соседним точкам, значения поля в которых превышают более чем в три раза среднеквадратичную погрешность съемки». Этот критерий возможно применить и для других видов контролируемых полей.

Применение распределенных или квазираспределенных волоконно-оптических датчиков существенно облегчает выявление отклонений в случае, если чувствительный элемент распределен непрерывно вдоль области измерения. При этом все участки волокна, подвергающиеся воздействию какого-либо поля, изменяют свою чувствительную оптическую среду одинаковым образом, если это поле одинаковое в смежных точках волокна, а те участки волокна, на которые действует поле другой интенсивности, изменяют свою оптическую среду пропорционально значению поля и создают интерференционную картину, содержащую информацию о месте и величине поля. Одновременно по длине датчика может обнаружено любое количество отклонений. Таким образом, выделение участков трубопровода с отклонениями относительно фонового значения поля происходит автоматически.

Фоновые значения физических полей на различных участках трубопровода могут существенно отличаться. В этом случае, при слишком большой протяженности датчиков, может возникнуть ситуация, когда фоновый уровень какого-либо внутреннего участка может ложно интерпретироваться как отклонение от нормы для другого участка с иным фоновым уровнем. Для исключения такой ситуации трубопровод предлагается покрывать непрерывной последовательностью относительной коротких датчиков (секций) одинаковой длины, которая определяется специалистом на основе общих знаний исходя из практических соображений.

Точность локализации обнаруженного отклонения определяется на основе анализа оптического сигнала и может составлять от нескольких сантиметров до нескольких метров. При этом может возникнуть ситуация, когда такая погрешность локализации отклонения окажется меньше, чем погрешность локализации спутниковых навигаторов, с помощью которых ремонтная бригада определяет место для рытья контрольного шурфа. Поэтому в практике мониторинга достаточно использовать локализацию отклонения с точностью до секции датчиков, выявивших эту неисправность. Таким образом, предпочтительно, чтобы секции датчиков имели одинаковую длину. Наиболее предпочтительно, чтобы длина секции датчиков была кратна стандартной длине труб, из которых составлен трубопровод. Из практических соображений длину секции датчиков целесообразно выбирать равной десяти длинам труб. В одном из вариантов воплощения изобретения, длина секции датчиков составляет от 100 до 110 м.

Главным инструментом для мониторинга состояния трубопровода является феноменологическая модель трубопровода, в которой фиксируются (паспортизуются) параметры отклонений физических полей, соответствующие заведомо исправному состоянию трубопровода. Первоначально в феноменологическую модель закладываются данные об отклонениях физических полей, получаемые по мере развертывания системы волоконно-оптических датчиков и системы сбора данных, а впоследствии корректируются либо по мере изменения среды, окружающей трубопровод, либо по мере выявления новых отклонений.

В процессе своего существования отдельные характеристики каждого паспортизованного отклонения могут варьироваться вблизи некоторого среднего значения. Диапазон вариаций зависит от многих как случайных (например, при прохождения мимо трактора или включении электроустановки), так и регулярных причин (например, сезонных изменений температуры грунта, изменений технологических параметров транспортирования продукта). Во избежание ложного бракования состояния трубопровода, соответствующие эксплуатационные службы устанавливают допустимые пределы изменения (уставки) паспортизованных отклонений в данной зоне трубопровода. Таким образом модель состояния трубопровода адаптируют к текущему состоянию путем включения в указанную модель уставок.

В заявленном способе в процессе мониторинга технического состояния трубопровода происходит:

1. выявление скорости развития аномалии в данной области трубопровода выше допустимой;

2. выявление распространения границ аномалии вдоль трубопровода за допустимые пределы.

При выявлении таких ситуаций дежурным оператором системы (например, диспетчером) выдается задание линейному персоналу на проведение: а) местной диагностики состояния трубопровода в указанных участках, б) при необходимости, ремонта трубопровода вплоть до устранения отклонения текущего состояния трубопровода от имеющейся модели состояния трубопровода.

Поскольку локализация отклонения осуществляется с точностью до секции (~100 м), выездной персонал тратит минимум времени на поиск места проявления отклонения, необходимую диагностику и, при необходимости, устранение неисправности или дефекта трубопровода.

Следует отметить, что в указанном способе цикл диагностики и устранения неисправности всегда остается в поле зрения дежурного оператора (диспетчера), в отличие от наиболее близкого аналога.

Алгоритм процесса, реализующего описанный выше способ мониторинга магистрального трубопровода, приведен на фиг.1.

Объектом мониторинга является магистральный трубопровод, поделенный на участки (дистанции) 1. За одним конкретным подразделением эксплуатирующей организации могут быть закреплены несколько дистанций. Состояние трубопровода контролируется комплектами волоконно-оптических датчиков 2, измеряющих перечисленные выше физические поля и образующих секцию 3. Длина секции (пучка датчиков для измерения четырех физических полей) одинакова на всех участках трубопровода и определяется из практических соображений (ремонтопригодностью системы мониторинга, технологией изготовления датчиков, технологией монтажа, пропускной способностью канала передачи данных и т.д.). Датчик физического поля состоит из измерительной части (оптического волокна) и блока оптической обработки, на вход которого поступают оптические сигналы с измерительной части (например, интерференционная картина), а на выходе - цифровые массивы по каждой из выявленных аномалий.

Ниже приведен возможный формат массива описания аномалии:

1. идентификатор секции,

2. идентификатор аномалии (например, номер),

3. пространственная координата аномалии (расстояние от начала измерительной части до аномалии),

4. протяженность (радиус) аномалии,

5. идентификатор вида физического поля (магнитное, электрическое, тепловое, акустическое),

6. величина физического поля.

Секции датчиков укладываются вдоль трубопровода, не оставляя не покрытых контролем зон. Выходы датчиков всех секций, образующих отдельную дистанцию, подключаются ко входам общей цифровой магистрали 4, передающей информацию о состоянии всех участков трубопровода, выход которой подключен ко входу Блока обработки данных с датчиков этой дистанции 5. Выходы блоков обработки данных с датчиков 5 подключены через каналы связи 6 ко входу контроллера сбора данных 7. Контроллеров сбора данных в системе мониторинга может быть несколько, в зависимости от протяженности и конфигурации трубопровода (линия, дерево, звезда и т.д.). Канал связи 6 между блоками обработки данных 5 и контролером связи 7 может быть проводным, оптическим, каналом наземной или спутниковой радиосвязи, а также любой комбинацией этих видов связи. Блоки обработки данных с датчиков (дистанции) 5, контроллеры сбора данных (один или несколько) 7 и каналы связи 6 между ними образуют систему сбора данных 8, единую для всех дистанций магистрального трубопровода.

Все массивы описания аномалий, собранные контроллером 7, поступают в блок хранения данных измеренных полей 9, в котором хранятся данные феноменологической модели всего трубопровода и вновь поступающие массивы описания аномалий. Блок хранения данных измеренных полей 9 может быть реализован в виде компьютерной базы данных по всем отклонениям (аномалиям), как паспортизованным ранее, так и выявленным в последних циклах обновления.

С целью анализа отклонений измеренных полей от нормы строят функцию изменения указанных отклонений во времени и по длине трубопровода, вычисляют первую и вторую производные от функции этих отклонений по времени и длине трубопровода и сопоставляют полученные значения со значениями, принятыми за норму. Актуализированные данные, хранящиеся в блоке 9, поступают в блок анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода 10, который преобразует массивы описания отклонений (аномалий) в массивы развития отклонений, представляющий семейство функций F, описывающих кортеж изменений отклонений во времени и в пространстве 11:

<F(f,x,r,t), , , , >, где:

F - функция, описывающая отклонение по данному полю,

f - величина (амплитуда) отклонения по данному полю,

х - координата максимального значения отклонения относительно начала датчика,

r - линейные размеры (радиус) отклонения,

t - время (момент) измерения отклонения.

Кортеж изменений отклонений 11 поступает в блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию 12 (АРМ Службы эксплуатации трубопровода), в котором осуществляются анализ текущей ситуации на трубопроводе (изменение параметров транспортирования продукта, ремонтные работы, проезд транспорта, резкое изменение погодных условий и т.д.) и, при необходимости, корректировка существующих уставок или расчет и выработка новых уставок.

Актуальная информация из блока анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода 10 и массив уставок из блока 12 поступают в блок формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода 13, который осуществляет анализ этих данных и выводит соответствующее сообщение на устройство отображения информации 14 в цифровом или графическом виде.

Блоки 9-14 в совокупности образуют средства для обработки измеренных физических параметров 15 системы мониторинга и оценки технического состояния магистрального трубопровода.

На основе информации, полученной благодаря устройству отображения информации 14, оператором системы (например, диспетчером) вырабатывается задание для средств локальной диагностики 16 на проведение локальной диагностики и, после необходимого анализа диагностической информации о состоянии трубопровода, при отсутствии дефектов на данном участке трубопровода в блок 12 поступает рекомендация на изменение уставки, а при наличии дефекта трубопровода производится его устранение, и в устройство отображения информации 14 поступает запись об устранении дефекта.

В участках трубопровода с наиболее высоким риском возникновения аварийной ситуации к любой дистанционной магистрали 4 могут быть подключены датчики химического поля (лидары) 17, увеличивающие полноту и качество мониторинга трубопровода на этих участках.

1. Способ мониторинга технического состояния трубопровода, включающий измерение параметров текущего состояния трубопровода датчиками, установленными на трубопроводе, определение отклонения текущих параметров состояния трубопровода от нормы, получение адаптированной к текущему состоянию модели состояния трубопровода и оценку дальнейшего состояния трубопровода с учетом полученной адаптированной модели, отличающийся тем, что в качестве текущих параметров состояния трубопровода в непрерывном режиме измеряют магнитное, электрическое, тепловое и акустическое поля, при этом используют распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций, анализируют отклонения измеренных полей от нормы, выявляют на трубопроводе участки проявления отклонений, осуществляют местную диагностику состояния трубопровода в указанных участках и, при отсутствии неисправности, адаптируют модель состояния трубопровода к текущему состоянию путем включения в указанную модель описания выявленного отклонения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что секции датчиков выполняют одинаковой длины.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что длину секции датчиков выполняют кратной стандартной длине труб, из которых составлен трубопровод.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для анализа отклонений измеренных полей от нормы строят функцию изменения указанных отклонений во времени и по длине трубопровода, вычисляют первую и вторую производные от функции этих отклонений по времени и длине трубопровода и сопоставляют полученные значения со значениями, принятыми за норму.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что секции датчиков подключают через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что модель состояния трубопровода адаптируют к текущему состоянию путем включения в указанную модель уставок.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно используют по меньшей мере один лазерный газоанализатор, подключенный через общую магистраль и передающий информацию о состоянии всех участков трубопровода.

8. Система мониторинга технического состояния трубопровода, содержащая набор датчиков для измерения параметров текущего состояния трубопровода, систему сбора данных и систему обработки измеренных параметров состояния трубопровода, отличающаяся тем, что в ней использованы распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций для измерения в непрерывном режиме магнитного, электрического, теплового и акустического полей, при этом система мониторинга снабжена блоком хранения данных измеренных полей, блоком анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода, блоком адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, блоком формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода и устройством отображения информации, причем система сбора данных подключена к блоку хранения данных измеренных полей, который подключен к блоку анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода, который первым выходом подключен к блоку адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, а вторым выходом - к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, а блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию подключен к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, который подключен к устройству отображения информации.

9. Система по п. 8, отличающаяся тем, что блок анализа отклонений текущих параметров выполнен с возможностью построения функции изменения указанных отклонений во времени и по длине трубопровода и вычисления первой и второй производных от функции этих отклонений по времени и длине трубопровода.

10. Система по п. 8, отличающаяся тем, что секции датчиков подключены через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода.

11. Система по п. 8, отличающаяся тем, что блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию выполнен с возможностью выработки уставки.

12. Система по п. 8, отличающаяся тем, что она снабжена по меньшей мере одним лазерным газоанализатором, подключенным через общую магистраль, передающую информацию о состоянии всех участков трубопровода.

13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что лазерные газоанализаторы установлены на участках трубопровода с наиболее высоким риском возникновения аварийной ситуации.

14. Система по п. 8, отличающаяся тем, что система сбора данных содержит по меньшей мере один блок обработки данных датчиков, подключенный к контроллеру сбора данных.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к трубопроводному транспорту. Технический результат - создание экономичной, стационарной оптической системы мониторинга надземных переходов магистральных трубопроводов, позволяющей получать информацию о реальном изменении геометрии трубы надземного перехода и положения ее опор в формате 3D.

Изобретение относится к технике неразрушающего контроля качества магистральных трубопроводов, в частности, к способам внутритрубной дефектоскопии с помощью дефектоскопов-снарядов.

Устройство и способ предназначены для определения положения трубопровода в пространстве при эксплуатации и строительстве трубопроводов. Устройство состоит из аппаратной части: акселерометров, гироскопов и одометра, и программной части, при этом аппаратная часть установлена на внутритрубный инспекционный прибор и состоит из набора датчиков.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании.

Изобретение относится к системам управления, предназначенным для обеспечения дистанционного контроля технологическим процессом транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения профиля искривления протяженных трубчатых каналов. Измеритель искривления трубчатого канала содержит датчики изгиба (4), подключенные к измерительной схеме.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для определения пространственного положения подводного трубопровода. В способе измеряют модуль вектора индукции магнитного поля Земли (ВИМПЗ) при помощи магнитометров, установленных совместно с точкой приема сигнала на одном вертикальном носителе, буксируемом за судном.

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту, в частности к защитным устройствам и к устройствам для наблюдения за оборудованием. Предложено предохранительное устройство для заглушки трубы и для трубы, в котором заглушка содержит закрывающую внутреннюю стенку трубы гильзу, при этом предохранительное устройство выполнено для выработки сигнала тревоги.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для автоматического контроля технологического процесса транспортировки жидкости и газа, например для контроля и управления блоком электроприводных задвижек на участках нефтепроводов, газопроводов, водоводов, расположенных в труднодоступной местности.

Способ и устройство предназначены для управления внутритрубным объектом. Способ заключается в дистанционном управлении внутритрубным объектом с помощью команд управления по двум каналам управления - низкочастотному электромагнитному каналу и радиоканалу метрового диапазона волн, причем низкочастотные электромагнитные сигналы излучают и принимают с помощью приемо-передающего оборудования, установленного вне и внутри трубопровода, а сигналы, передающиеся по радиоканалу метрового диапазона волн, излучают и принимают с помощью приемо-передающего оборудования, установленного внутри трубопровода, используя его в качестве волновода, с размещением одного комплекта приемо-передающего оборудования метрового диапазона волн на внутритрубном объекте.

Изобретение относится к области диагностики и контроля состояния подземных стальных трубопроводов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, коммунальном хозяйстве и других областях промышленности, эксплуатирующих стальные трубопроводы. Способ определения положения кольцевых сварных швов подземного трубопровода, изготовленного из ферромагнитного материала, включает измерение индукции постоянного магнитного поля над осью трубопровода с определенным шагом, построение графика и поиск экстремумов зависимости параметров индукции магнитного поля от линейной координаты, осуществляют приведение измеренных значений параметров индукции к среднему значению глубины заложения трубопровода, определяют значения высоты экстремумов, линейные координаты экстремумов, высота которых превышает заданное пороговое значение, считают вероятными координатами кольцевых сварных швов трубопровода. Технический результат - повышение достоверности определения линейных координат кольцевых сварных швов подземного трубопровода на основании результатов наземных магнитометрических измерений и обеспечение возможности проведения поиска швов в автоматизированном режиме. 1 з.п. ф-лы, 10 ил., 1 табл.

Изобретение относится к средствам неразрушающего контроля и может быть использовано для диагностики напряженно-деформированного состояния магистральных трубопроводов. Комплекс содержит герметичный контейнер 1, GSV-канал связи 8, сервер 9, электронный блок 2, магнитошумовые датчики 3,4,5,6 напряженно-деформированного состояния. На боковых образующих трубопровода во взаимно перпендикулярных осях с привязкой к линии горизонта устанавливают четыре тензометрических датчика 10,11,12,13 в точках, сходных с точками установки магнитошумовых датчиков. Комплект из четырех тензометрических датчиков связан с электронным узлом 20, входящим в электронный блок 2. С помощью электронного узла происходит вычисление вектора механических деформаций трубопровода в плоскости установки тензометрических датчиков и определение угла и направления действия оползневых масс на трубопровод. Достигается предотвращение разрушения трубопровода. 3 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газосборного шлейфа. Автоматизированная система управления технологическими процессами газового промысла в реальном масштабе времени контролирует значение коэффициента эффективности эксплуатации газопромыслового шлейфа Е по паспортным параметрам шлейфа, данным по его эксплуатации и контролируемым технологическим параметрам. Если значение коэффициента Е вышло за допустимые границы, то констатируют: нормальный режим работы скважин и шлейфа нарушены (в шлейфе кроме газа присутствует выше допустимой нормы иной фактор: газовый гидрат, пластовая вода, механические примеси). Способ позволяет оперативно выявлять потенциальную возможность отказа газосборного шлейфа.

Изобретение относится к области экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов. Технический результат - повышение точности определения срока службы трубопровода. Способ заключается в том, что проводят количественную оценку процесса деградации трубопровода от переменных нагрузок, количественно выраженную в усталостной поврежденности трубопровода как функции времени эксплуатации, характеризующей процесс накопления усталостных повреждений в трубопроводе. Определяют поврежденность трубопровода, характеризующую процесс деградации трубопровода от коррозии и коррозионного растрескивания под напряжением и поврежденность трубопровода от эксплуатационных дефектов, в частности трещин, язв, гофр, вмятин, задиров или царапин. 1 з.п. ф-лы,3 табл., 1 ил.
Изобретение относится к области мониторинга трубопроводных систем, эксплуатируемых в сложных климатических условиях, в частности к способам оценки технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты. Способ мониторинга заключается в выполнении этапов установки контрольного и измерительного оборудования, сбора данных по показаниям контрольного и измерительного оборудования, передачи и записи данных, анализа и оценки результатов обработки и принятия решения о необходимости проведения компенсационных мероприятий по результатам комплексного мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки. В процессе выполнения способа определяют текущее положение трубопровода и опор трубопровода и его отклонение от проектного положения, величины нагрузок на опоры, напряжение изгиба трубопровода, напряжения компенсатора, и оценивают допустимость напряженно-деформированного состояния трубопровода. Изобретение позволяет проводить оценку технического состояния и определение режимов безаварийной работы трубопроводов надземной прокладки, эксплуатируемых в условиях вечной мерзлоты.

Изобретение относится к системам контроля состояния магистральных и промысловых нефтепроводов, газопроводов и нефтепродуктопроводов и может быть использовано для отслеживания прохождения внутри обследуемых трубопроводов внутритрубных диагностических снарядов и определения местоположения особенностей трубопроводов. Техническим результатом является повышение точности определения времени прохождения внутритрубного снаряда вблизи контрольных точек и тем самым точности определения положения особенностей трубопровода. Этот результат достигается тем, что снаряд пропускают внутри трубопровода, измеряют измерительной системой снаряда физические величины, характеризующие состояние и/или характеристики снаряда и/или трубопровода, и записывают их в накопитель данных снаряда с привязкой ко времени по часам снаряда. С помощью регистратора, установленного вблизи контрольной точки трубопровода, измеряют физические величины, позволяющие идентифицировать прохождение снаряда вблизи регистратора, формируют и записывают в накопитель данных регистратора характеристики, идентифицирующие соответствующие моменты времени прохождения снаряда по часам регистратора. С помощью передатчика, расположенного в одном из пары объектов, состоящей из снаряда и регистратора, передают сигнал с временной характеристикой, связанной с показаниями часов на стороне передатчика; принимают переданный сигнал приемником, расположенным в другом из указанной пары объектов, и записывают в накопитель данных на стороне приемника характеристику, связанную с временной характеристикой принятого сигнала, с привязкой к часам на стороне приемника. Определяют разность показаний часов на стороне передатчика и приемника, тем самым величину расхождения времени по часам регистратора и снаряда, и используют ее в контрольной точке для определения характеристик трубопровода. 2 н. и 36 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к обеспечению безопасности эксплуатируемых подземных трубопроводов и предназначено для предотвращения врезок в трубу, установке боеприпасов для ее подрыва, имитаторов утечек перекачиваемого продукта для дезинформации службы безопасности, а также для обнаружения утечек перекачиваемого продукта. Технический результат позволяет повысить надежность обнаружения. В способе анализируется суммарный сигнал от детекторов упругих колебаний, установленных по обе стороны трубопровода на наличие в нем составляющих от шагов нарушителей с определением их численности. При обнаружении такой информации оценивают минимально возможное время доступа к трубопроводу группой нарушителей установленной численности. Одновременно формируют огибающие энергии и плотности переходов через нуль суммарного сигнала и решение принимают при превышении ими эталонных уровней в течение указанного минимально возможного времени доступа к трубопроводу. 8 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Новое техническое решение обеспечивает расширение функциональных возможностей, повышение удобства и снижение трудоемкости обслуживания, а также создание компактной конструкции контрольно-измерительного пункта, благодаря тому, что стойка контрольно-измерительного пункта выполнена из отрезка трубы прямоугольного поперечного сечения, на верхнем торце которой размещен клеммный терминал, содержащий опорно-соединительное кольцо, на внутренней поверхности которого выполнены держатели в виде вертикальных направляющих с пазами, в которых установлены взаимозаменяемые клеммные панели; на каждой клеммной панели выполнена сетка монтажных отверстий, при этом соседние отверстия расположены на одинаковом расстоянии друг от друга, крышка выполнена в виде съемного колпака, представляющего собой четырехгранную призму, установленную с возможностью взаимодействия с опорно-соединительным кольцом, километровый знак выполнен сборно-разборным и состоит из двух указательных пластин и двух соединительных кронштейнов. 8 ил.

Изобретение относится к области автоматизированных систем мониторинга и диагностики технического состояния металлических подземных сооружений. Технический результат - повышение качества комплексного дистанционного мониторинга и анализа уровня коррозионной защиты подземных сооружений для определения причин возникновения коррозии и принятие своевременных мер по ее предотвращению. Аппаратно-программный комплекс мониторинга коррозионной защиты подземных сооружений состоит из связанных между собой системы измерений и обработки результатов измерений, системы обеспечения измерений и дистанционного управления, системы связи, центра мониторинга и управления. 4 ил.

Способ предназначен для обеспечения промышленной безопасности технологического оборудования установок. Способ включает анализ требований нормативных документов на технические устройства и занесение сведений об их характеристиках в информационную базу данных, оценку технического состояния технических устройств в разные периоды эксплуатации их с учетом их технического состояния до начала эксплуатации, формирование общей информационной базы данных о фактическом техническом состоянии устройств в разные периоды времени и динамики развития технического состояния в будущем на основе сведений, полученных при оценке технического состояния на предыдущих стадиях. При этом при оценке проводят техническую генетику состояния технических устройств с получением данных об их техническом состоянии за предыдущий период времени, проводят техническую диагностику их состояния на настоящий период времени, проводят техническую прогностику их состояния на последующий период их эксплуатации. Выделяют из общего числа технические устройства, входящие в производственный комплекс оборудования, отнесенные к категории слабых звеньев, наиболее подверженных деградационным процессам, снижающим их эксплуатационную надежность. Устанавливают причины, снижающие их работоспособность. На основе экспертно-бальной оценки с помощью матричной формы анализа полученной информации о степени надежности и безопасности эксплуатации тому или иному обследуемому устройству присваивают числовое значение ранга опасности от 1 до 4 в зависимости от их технического состояния на основе полученных результатов при проведении технической генетики, технической диагностики, технической прогностики. Далее в зависимости от присвоенного техническому устройству ранга опасности устанавливают уровень, объем и периодичность проводимого неразрушающего контроля технического состояния технического устройства. Технический результат - обеспечение промышленной безопасности технологического оборудования установок. 9 з.п. ф-лы, 27 табл.
Наверх