СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОБНАРУЖЕНИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ РАЗЛИВОВ НЕФТИ ИЛИ НЕФТЕПРОДУКТОВ Российский патент 2009 года по МПК G01S13/88 

Область техники

Настоящее изобретение в целом относится к системе обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов, а более конкретно к набору датчиков для контроля и измерения количества нефтепродуктов на больших водных пространствах.

Уровень техники

Разлив нефти или нефтепродуктов на поверхности воды создает большие экологические проблемы. Основными источниками этих проблем являются суда и морские установки, поскольку такие суда и сооружения ежегодно сбрасывают в окружающую морскую среду более 500000 тонн нефти или нефтепродуктов. Для решения этой проблемы было разработано и продолжает разрабатываться множество национальных, региональных и международных концепций. Однако эти современные концепции и связанные с ними бессистемные способы наблюдения оказались неадекватными для обнаружения нефти или нефтепродуктов в морской среде.

В результате Соглашения по защите морской окружающей среды в северо-восточной Атлантике (Соглашение OSPAR) разрабатываются программы и критерии для обнаружения выбросов и утечек различных веществ. Целью OSPAR является разработка необходимого оборудования для реализации и принудительного внедрения в практику программ и критериев, принятых в рамках данной концепции. Соответственно, внедрение этих мер требует круглосуточного наблюдения. Однако использование существующих способов наблюдения для достижений указанных целей является экономически неоправданным, ненадежным и неэффективным.

В настоящее время для обнаружения разливов нефти могут использоваться самолеты и суда. Самолеты способны исследовать большие площади. Однако использование самолета стоит слишком дорого. Судно обеспечивает более рентабельный способ обнаружения разливов нефти. Судно может быть оборудовано радиолокатором с регулируемыми фильтрами, позволяющими управлять чувствительностью для адаптации к туману, дождю и отражению от морской поверхности. Однако радиолокатор, установленный на судне, способен обнаружить только факт разлива нефти, но не может установить количество разлитой нефти. Кроме того, установленный на судне радиолокатор способен обнаруживать разлив нефти только на расстоянии приблизительно 1 км. Соответственно, одно судно способно осуществлять слежение лишь за очень небольшой площадью. Следовательно, для обнаружения разлива нефти на ранней стадии необходимо использовать несколько судов, а кроме того, необходимо, чтобы суда все время находились в море.

Для обнаружения разливов нефти или нефтепродуктов в реках и внутренних водоемах использование самолетов и судов не является практичным, например, в связи с ограничениями на уровень шума или при исследовании мелких водоемов и применяются другие способы. В одном из таких подходов используется комбинация радиолокатора и СВЧ-радиометра, установленных на мосту через реку так, чтобы радиолокатор и СВЧ-радиометр были направлены вертикально вниз на воду, протекающую под мостом. Однако трудно узнать, где именно следует установить датчики, и не всегда там, где требуется установить датчики, имеется какой-либо мост. В результате необходимо использовать специально установленные конструкции, например тросы, натянутые поперек реки.

Таким образом, понятно, что имеется потребность в способе и устройстве для обнаружения и измерения разливов нефти или нефтепродуктов.

Сущность изобретения

Для преодоления недостатков, присущих вышеописанным известным способам и устройствам, и других ограничений, которые станут очевидными после прочтения настоящего описания, настоящее изобретение предлагает способ и устройство для обнаружения и количественной оценки разливов нефти или нефтепродуктов.

В одном своем варианте выполнения настоящее изобретение относится к устройству для обнаружения разливов нефти или нефтепродуктов, предназначенному для обнаружения нефтяных пятен с неподвижной платформы. Устройство включает блок датчиков разлива нефти или нефтепродуктов, устанавливаемый на неподвижной платформе. Блок датчиков разлива нефти или нефтепродуктов содержит радиометрический сверхвысокочастотный (СВЧ) датчик и по меньшей мере один дополнительный дистанционный датчик наличия нефти или нефтепродуктов. Имеется анализатор данных, принимающий сигнал от радиометрического СВЧ-датчика и по меньшей мере одного дополнительного дистанционного датчика. Анализатор данных способен вырабатывать выходной сигнал, свидетельствующий об обнаружении разлива нефти или нефтепродуктов, в ответ на входной сигнал, полученный от радиометрического СВЧ-датчика и по меньшей мере одного дополнительного дистанционного датчика.

Другой вариант выполнения настоящего изобретения относится к способу обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов. Способ включает дистанционный контроль поверхности воды в первом месте на предмет наличия нефти или нефтепродуктов с выработкой данных контроля первого места и дистанционный контроль поверхности воды во втором месте на предмет присутствия нефти или нефтепродуктов с выработкой данных контроля второго места. Данные контроля первого места передают в приемник, расположенный во втором месте. Информацию, относящуюся к данным контроля первого и второго места, передают в станцию управления.

Еще один вариант выполнения настоящего изобретения относится к способу обнаружения разливов нефти или нефтепродуктов в море. Способ включает получение первых данных обнаружения от радиометрического СВЧ-блока, установленного на неподвижной морской платформе, и получение вторых данных обнаружения по меньшей мере от одного дополнительного датчика, установленного на неподвижной морской платформе. Первые и вторые данные обнаружения объединяют с формированием объединенных данных обнаружения. Затем на основе объединенных данных обнаружения определяют, присутствует ли нефть на поверхности воды в море.

Еще один вариант выполнения настоящего изобретения относится к системе обнаружения разливов нефти или нефтепродуктов. Система включает первый блок контроля, расположенный в первом фиксированном месте в море и предназначенный для дистанционного контроля поверхности воды в этом первом месте. Первый блок дистанционного контроля формирует данные контроля первого места. Второй блок контроля расположен во втором фиксированном месте в море и предназначен для дистанционного контроля поверхности воды в этом втором месте. Второй блок дистанционного контроля формирует данные контроля второго места. Первый передатчик установлен в первом месте для приема данных контроля первого места и передачи их во второе место. Приемник во втором месте получает данные контроля первого места. Второй передатчик установлен во втором месте для передачи информации, извлеченной из данных контроля первого и второго места, в станцию управления.

Еще один вариант выполнения настоящего изобретения относится к устройству для обнаружения разливов нефти или нефтепродуктов с судовой платформы. Устройство включает блок датчиков разлива нефти или нефтепродуктов, установленный на судовой платформе и включающий радиометрический СВЧ-датчик и по меньшей мере один дополнительный дистанционный датчик наличия нефти или нефтепродуктов. Анализатор данных выполнен с возможностью приема данных от радиометрического СВЧ-датчика и по меньшей мере одного дополнительного дистанционного датчика нефти или нефтепродуктов. Анализатор данных предназначен для формирования выходного сигнала, свидетельствующего о наличии разлива нефти или нефтепродуктов, в ответ на данные, полученные от радиометрического СВЧ-датчика и по меньшей мере одного дополнительного дистанционного датчика. Блок датчиков разлива нефти или нефтепродуктов учитывает движение судна, что повышает точность выходного сигнала.

Еще один вариант выполнения настоящего изобретения относится к способу обнаружения с судна разливов нефти или нефтепродуктов. Способ включает контроль поверхности воды с судна с использованием радиометрического СВЧ-датчика и по меньшей мере одного дополнительного дистанционного датчика наличия нефти или нефтепродуктов. Движение судна учитывают при снятии и/или анализе данных по меньшей мере радиометрического СВЧ-датчика. На основе данных обнаружения, полученных от радиометрического СВЧ-датчика и/или по меньшей мере одного дополнительного дистанционного датчика, определяют, присутствует ли нефть на поверхности воды.

Вышеприведенный краткий обзор настоящего изобретения не предназначен для описания каждого иллюстрируемого варианта его выполнения или каждого примера его реализации. Варианты выполнения настоящего изобретения будут более подробно описаны ниже со ссылками на сопровождающие чертежи.

Краткое описание чертежей

Изобретение можно будет лучше понять из последующего подробного описания различных вариантов его осуществления со ссылками на сопровождающие чертежи, где:

на фиг.1 схематично показан блок датчиков разлива нефти, установленный на неподвижной морской платформе согласно одному из вариантов выполнения настоящего изобретения;

на фиг.2 схематично показан вариант соединений внутри системы обнаружения и контроля разливов нефти, выполненной согласно настоящему изобретению;

на фиг.3 и 4 изображены диаграммы, демонстрирующие вычисленную по данным радиометрии температуру поверхности в зависимости от толщины слоя нефти при измерении на частоте 36 ГГц с углом падения 50° и горизонтальной поляризацией;

на фиг.5 схематично поясняется геометрия радиометрического СВЧ-обнаружения;

на фиг.6А-6D изображены диаграммы, демонстрирующие температуру поверхности, вычисленную по данным радиометрии на частоте 36 ГГц с горизонтальной поляризацией для углов 20°, 70°, 75° и 80° соответственно.

на фиг.7 схематично показана геометрия обнаружения при радиолокационном обнаружении;

на фиг.8А и 8В схематично показан вариант выполнения блока датчиков разлива нефти согласно настоящему изобретению;

на фиг.8С схематично показан другой вариант выполнения блока датчиков разлива нефти согласно настоящему изобретению;

на фиг.9А и 9В схематично показан вариант выполнения судовой системы обнаружения разлива нефти согласно настоящему изобретению; и

на фиг.9С схематично показан способ компенсации движения судна при определении положения разлива нефти согласно настоящему изобретению.

В то время как изобретение может быть подвергнуто различным модификациям и может иметь различные формы, ниже на примерах его выполнения и на чертежах подробно описаны и показаны его характерные особенности. Однако должно быть понятно, что изобретение не ограничено конкретными описанными вариантами его выполнения. Напротив, цель состоит в том, чтобы охватить все модификации, эквиваленты и варианты, соответствующие сущности и объему изобретения, определенного в соответствии с формулой изобретения.

Подробное описание

В целом настоящее изобретение относится к системе для обнаружения и контроля разливов нефти или нефтепродуктов, которая может использоваться для обнаружения разливов нефти или нефтепродуктов в озере, море или океане.

Один из конкретных вариантов выполнения системы 100 для обнаружения разливов нефти согласно настоящему изобретению схематично показан на фиг.1. Для постоянной установки блока 104 датчиков разлива нефти используется конструкция 102, например морская платформа, такая как нефтяная платформа (как на чертеже), или береговая конструкция, расположенная на берегу озера, моря или океана. На иллюстрации показана только часть конструкции 102. Блок 104 датчиков установлен на конструкции 102 с возможностью контроля большой площади поверхности воды 106. Соответственно, береговые конструкции, расположенные около моря, могут, но не обязательно, включать береговые ветряные установки, маяки, трубы и/или высокие строительные конструкции, например склады или бункеры в гавани. Установка блока 104 датчиков разлива нефти на неподвижной конструкции позволяет избежать потребности в транспортных средствах, например в судах и самолетах, несущих на себе датчики разлива нефти. Однако это налагает различные ограничения на выбор датчика, используемого в блоке обнаружения разлива нефти, и на его функционирование, если контроль планируется проводить на больших площадях. Блок 104 датчиков может быть установлен на высоте 10-300 м или 30-300 м или 10-100 м или 30-100 м выше поверхности воды 106. Понятно, что блок 104 датчиков может быть также расположен на высоте вне данных диапазонов.

Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает интерактивный контроль морских установок, расположенных в любом месте, на основе новой технологии датчиков, нового поколения искусственных спутников связи и продолжающегося развития Интернета. Ожидается, что предотвращение разливов нефти и их контроль станет более важным, чем обнаружение разливов нефти с целью очистки водной поверхности.

Блок датчиков разлива нефти может иметь заданное поле обзора или может перемещаться, изменяя свое поле обзора с течением времени. В одном конкретном варианте выполнения настоящего изобретения блок датчиков вращается, периодически просматривая площадь обнаружения.

Кроме того, настоящее изобретение предлагает систему обнаружения, пригодную для установки в море и включающую множество блоков датчиков, предназначенных для обнаружения разлитой нефти, а также для измерения ее количества. Если обнаружен разлив нефти, система может автоматически подать сигнал тревоги и автоматически сохранить и/или передать данные. Линия передачи данных, например спутниковая линия передачи данных, позволяет доставлять оперативную информацию учреждениям, занимающимся контролем окружающей среды и расположенным на берегу. Однако настоящее изобретение не ограничено спутниковой линией передачи данных.

Один из конкретных вариантов выполнения системы обнаружения разливов нефти схематично показан на фиг.2. В системе 200 используется множество сателлитных блоков 202 датчиков, например расположенных на нефтедобывающих платформах и т.п., которые обнаруживают возникновение разливов нефти в соответствующих локальных областях. Сателлитный блок 202 датчиков передает обнаруженную информацию в главный блок 204 либо непосредственно, либо опосредованно, например через другой сателлитный блок 202 датчиков. Главный блок 204 получает информацию обнаружения из множества сателлитных блоков 202. Сателлитные блоки датчиков могут взаимодействовать с главным блоком, используя любой подходящий способ, например включающий использование радиосвязи в диапазоне ультравысоких частот (УВЧ), очень высоких частот (ОВЧ) и т.п. Главный блок 204 может также содержать блок датчиков для обнаружения нефтяных пятен, расположенных около главного блока 204. Главный блок 204 передает накопленную информацию в станцию 206 управления, которая способна получать информацию от одного или нескольких главных блоков 204. Станция 206 управления может быть расположена на берегу, как показано на схеме, или в море. Главный блок 204 может взаимодействовать непосредственно со станцией 206 управления с использованием любого подходящего способа, например включающего использование радиосвязи в диапазоне УВЧ, ОВЧ и т.п. Кроме того, главный блок 204 может взаимодействовать со станцией 206 управления опосредованно, например через орбитальный спутник 203.

Пользователь, обычно находящийся на берегу, имеет доступ к информации, полученной станцией 206 управления. Пользователь может находиться на станции 206 управления лично и получать доступ к информации через пользовательский интерфейс, имеющийся на станции 206 управления. В другом варианте выполнения настоящего изобретения пользователь может получить доступ к информации, имеющейся на станции 206 управления, дистанционно, например через систему связи, Интернет и т.п. Пользователь может проанализировать данные, полученные от всех сателлитных и главных блоков 202 и 204.

Исходные данные, собранные сателлитными блоками 202, могут быть проанализированы, или по меньшей мере частично проанализированы, на месте в каждом сателлитном блоке до их передачи в главный блок 204, или же в главный блок 204 могут быть переданы сами исходные необработанные данные. Аналогично, главный блок 204 может передать собранные исходные данные на станцию 206 управления или может проанализировать, или по меньшей мере частично проанализировать, собранные исходные данные и лишь затем передать проанализированные данные на станцию 206 управления. Станция управления собирает и анализирует данные, полученные от всех главных блоков 204, и представляет их пользователю в удобной форме. Кроме того, станция 206 управления может взаимодействовать с главными блоками 204 и сателлитными блоками 202, например загружать калибровочную информацию или эксплуатационные параметры и т.п. Станция 206 управления может взаимодействовать с сателлитными блоками 202 непосредственно или через главные блоки 204.

Блоки датчиков могут быть установлены на границах нефтеносных площадей (нефтепромыслов) в виде сателлитных блоков 202, а также на соответствующей главной платформе, где обычно находится главный блок 204, хотя это и не является необходимым условием. Главный блок 204 взаимодействует со станцией 206 управления, тогда как сателлитные блоки 202 взаимодействуют с главным блоком 204.

Система обнаружения разливов нефти согласно настоящему изобретению обеспечивает преимущество, состоящее в способности обнаружить разлив нефти и измерить его в точно заданном месте, близком к месту возникновения разлива нефти. Кроме того, система обнаружения разлива нефти обеспечивает и другое преимущество, состоящее в том, что она имеет неподвижную конструкцию в том месте, где требуется обнаружить разлив нефти. Использование неподвижной конструкции позволяет поставщику таких систем выбирать различные параметры системы обнаружения, например количество датчиков, используемых для охвата желательной площади, и высоту расположения датчиков.

Блок датчиков обнаружения разлива нефти

Ниже дается краткий обзор различных типов датчиков, которые могут использоваться для обнаружения разлива нефти на морской поверхности. Согласно настоящему изобретению для обнаружения разлива нефти и определения количества разлившейся нефти используется комбинация датчиков. Использование этих датчиков в комбинации друг с другом позволяет решать особые задачи.

СВЧ-радиометр: При использовании СВЧ-диапазона электромагнитного спектра измерения не зависят от дневного освещения и значительно меньше зависят от атмосферных условий. Только проливной дождь затрудняет измерения в коротковолновой области СВЧ-диапазона. СВЧ-радиометр способен осуществить количественные измерения толщины слоя нефти и, следовательно, в конечном счете оценить объем нефти. Единственным недостатком СВЧ-радиометра является невысокое пространственное разрешение. Поскольку этот инструмент является пассивным, пространственное разрешение определяется соотношением апертуры антенны и длины волны, и в СВЧ-диапазоне он дает лишь относительно грубое изображение для практических размеров апертур.

СВЧ-радиометрия дает уникальную возможность определения толщины нефтяного пятна. Это связано с тем, что яркостная температура в СВЧ-диапазоне в области разлива нефти больше, чем в соседнем незагрязненном море, на величину, которая зависит от толщины пленки. В сущности, нефть действует как согласующий слой между морем (высокая диэлектрическая проницаемость) и свободным пространством (низкая диэлектрическая проницаемость), что повышает яркостную температуру моря, покрытого нефтью. При увеличении толщины нефтяного слоя яркостная температура сначала возрастает, а затем проходит через чередующиеся максимумы и минимумы. Максимумы и минимумы имеют место на последовательных длинах волн наблюдения, кратных четверти длины волны в нефти. Радиометрический отклик в виде так называемой яркостной температуры (ТВ) зависит от частоты, поляризации и угла падения. Яркостная температура показана на фиг.3 и 4 в зависимости от толщины слоя нефти при измерении на частоте 34 ГГц при горизонтальной поляризации и угле падения 50°. На фиг.3 толщина слоя нефти лежит в диапазоне 0-10 мм, а на фиг.4 - в диапазоне 0-2,5 мм.

Амплитуда отклика высока, но имеется проблема неоднозначности, поскольку есть несколько толщин, которые соответствуют данной яркостной температуре. Измеренное увеличение яркостной температуры обычно связывают с удельной толщиной в диапазоне 0-1,8 мм, но в экстремальных случаях оно может также быть откликом на значительно более толстые слои нефти. Кроме того, разрешение для тонких слоев, толщиной менее 0,1 мм, является плохим. Использование более низкой СВЧ-частоты позволяет измерять более толстые слои нефти без неоднозначности, тогда как использование более высоких частот позволяет измерять более тонкие слои, толщиной менее 0,1 мм. Для получения преимуществ, присущих обоим подходам, можно использовать комбинацию низких и высоких частот СВЧ-диапазона. Важно отметить, что вышеописанная проблема неоднозначности дает погрешность измерений, приводящую к недооценке количества нефти.

СВЧ-радиометр способен осуществить количественное измерение толщины нефти, а следовательно, оценить объем нефти как днем, так и ночью и при любой погоде. Однако качество изображения несопоставимо с возможностями инфракрасного или ультрафиолетового сканера. При традиционном использовании на борту самолета максимальная полоса обзора обычно составляет удвоенную высоту полета, но для достижения разумного разрешения необходимо лететь относительно низко, а следовательно, снижать ширину полосы обзора. Типичные цифры для радиометрической системы на частоте 34 ГГц: разрешение на уровне земли 10 м с высоты 500 м, что дает ширину обзора 1000 м.

Радиолокатор: Радиолокационные датчики включают бортовой радиолокатор бокового обзора и радиолокатор полярного обзора. Радиолокационные датчики похожи на ультрафиолетовый сканер тем, что способны обнаружить площадь всего разлива нефти, причем они охватывают большую площадь с хорошим качеством изображения. Однако радиолокатор дает мало информации относительно толщины нефтяного пятна. Радиолокационный датчик может быть радиолокатором, формирующим изображение, при этом он формирует карту отражений для окружающей области. Отражение от поверхности воды зависит от ветра. Когда ветер отсутствует, водная поверхность воспринимается радиолокационным датчиком как зеркало и при малых углах излученная энергия зеркально отражается в направлении от радиолокатора. В результате отраженный сигнал очень мал. Однако при ветре, даже при таком небольшом, как 1-2 м/с, на поверхности воды образуются капиллярные волны, которые приводят к отражению сигнала обратно в радиолокатор. Нефть на поверхности воды подавляет капиллярные волны, что уменьшает сигнал. Следовательно, разлив нефти проявляется в уменьшении сигнала, отраженного от моря.

Типичной частотой радиолокатора является Х-диапазон (10 ГГц), а предпочтительной поляризацией является вертикальная, благодаря большим отраженным сигналам и более гладким откликам от морской поверхности. Поскольку в радиолокаторе используются СВЧ-волны, работа радиолокационного датчика в значительной степени не зависит от освещенности и от тумана и облачности. Однако необходим небольшой ветер для создания отраженного от поверхности воды сигнала.

Для обнаружения нефти на поверхности воды могут также использоваться другие типы датчиков. Например, в системе с лидаром (лазерным локатором) воду освещают по существу монохроматическим лазерным лучом, обычно в ближнем ультрафиолетовом или видимом диапазонах длин волн. Затем можно обнаружить отраженный и/или флуоресцентный свет. Спектр обнаруженного света для нефти и воды отличается. Лидар позволяет также классифицировать конкретный тип нефти на воде и определить толщину слоя нефти. Можно также использовать пассивные оптические датчики, работающие, например, в инфракрасном и ультрафиолетовом диапазонах спектра. Все оптические датчики для своей работы требуют хорошей погоды.

Ранее для охвата больших площадей с авиационных или космических платформ использовались дистанционные датчики, для которых угол падения, то есть угол между лучом в опорном направлении датчика и водной поверхностью, был близок к прямому. Кроме того, инфракрасные и ультрафиолетовые датчики обычно используются в конфигурации, близкой к надиру, обеспечивая падение под углом приблизительно до 45°. СВЧ-радиометр обычно используется при угле падения до 50°. При относительно малой высоте, обеспечиваемой буровой вышкой, если использовать углы падения только менее 50°, охватываемая площадь ограничена. Поэтому важно рассмотреть возможность работы датчиков при больших углах падения. С другой стороны, радиолокатор часто используется для приложений с малыми высотами и малыми углами падения, например в качестве навигационного судового радиолокатора.

Пассивные датчики, такие как СВЧ-радиометр, обычно не используются для создания изображений при малых углах падения, поскольку контур диаграммы направленности на поверхности Земли ограничен лучом и, таким образом, растет, когда угол падения приближается к 90°. Это схематично иллюстрируется на фиг.5, где θ - угол падения, h - высота датчика и R - расстояние от точки надира до рассматриваемого контура диаграммы направленности на поверхности Земли. Пространственное разрешение в плоскости θ составляет FP. В направлении, перпендикулярном лучу обнаружения, разрешение составляет fp. Можно показать, что fp=(β·h)/cosβ, где β - угловое разрешение луча обнаружения. Кроме того, FP=fp/cosθ, и, таким образом, получаем, что FP=p*h/cos2θ.

В последующем описании для иллюстрации используются различные значения различных рабочих параметров радиометрической СВЧ-системы. Очевидно, что эти значения ни в коем случае не следует понимать как ограничение изобретения, и для системы, работающей согласно настоящему изобретению, можно выбрать другие значения.

Угловая разрешающая способность СВЧ-антенны β=(1,2λ)/D, где λ - длина волны, a D - размер апертуры антенны. Если частота, используемая для СВЧ-радиометра, равна 36 ГГц, угловая разрешающая способность β=1,0/D, где размер D выражен в см. Если антенна имеет апертуру 35 см, что является типичным размером для антенны, работающей на частоте 35 ГГц, то β=1/35=0,0286 рад = 1,64°.

На фиг.5 видно, что R=h·tgθ. В таблице 1 показаны различные значения fp, FP и R как функции θ, причем предполагается, что высота h=40 м. Нижний предел угла падения установлен 20°, чтобы избежать попадания луча на какие-либо конструкции буровой вышки.

Таблица 1 Параметры радиометрической СВЧ-системы для различных углов падения на водную поверхность θ fp (m) FP (m) R (m) δTB 20° 1,2 1,3 15 2,4 К 50° 1,8 2.8 48 2К 70° 3,3 9,8 110 1,3 К 75° 4,4 17 149 1,0 К 80° 6,6 38 227 0,7 К

В Таблице 1 также показано изменение яркостной температуры δТВ при толщинах нефти от 0,1 до 0,2 мм, и к рассмотрению этого вопроса мы сейчас перейдем. В дополнение к влиянию увеличения угла падения на разрешение на уровне земли, как отмечалось выше, имеется влияние толщины нефти. Яркостная температура (ТВ) нефти, загрязняющей море, в зависимости от толщины нефтяного слоя представлена на фиг.6А-6D для углов падения 20°, 70°, 75° и 80° соответственно. Отметим, что диапазон изменения ТВ от минимума до максимума растет с углом падения. С ростом угла падения толщина, соответствующая максимальному сигналу, немного смещается в сторону больших значений (от 1,5 мм при 20° до 2 мм при 75°): это означает, что для каждого измерительного угла падения требуется разный алгоритм определения толщины нефти. Кроме того, по мере приближения угла падения к 90° кривые имеют тенденцию становиться довольно плоскими при малых значениях толщины нефти. Это соответствует снижению разрешения по толщине нефти при больших углах падения. Последняя колонка в Таблице 1 демонстрирует увеличение яркостной температуры с увеличением толщины нефтяной пленки от 0,1 мм до 0,2 мм. Например, при 75° чувствительность к тонким слоям падает до менее чем половины значения, имеющего место при углах падения в диапазоне 20-50°. В заключение отметим, что радиометрический СВЧ-блок формирования изображений, используемый в настоящей системе, может работать в диапазоне, например, 20°≤θ≤75°, хотя понятно, что радиометрическая СВЧ-система может работать и вне этого диапазона или в более узком диапазоне углов.

Инфракрасные, ультрафиолетовые и оптические сканеры видимого диапазона в принципе используют ту же геометрию создания изображения, что и вышеописанный СВЧ-радиометр. Однако благодаря меньшей длине волны угловая разрешающая способность у них значительно выше, и, таким образом, ухудшение диаграммы направленности на уровне земли при приближении углов падения к 90° не является столь серьезным ограничением. Однако при больших углах имеет место такое явление, как затенение волнами, которое ограничивает использование сканера. Соответственно, верхний предел угла падения для инфракрасного сканера, сканера видимого диапазона и ультрафиолетового сканера может быть приблизительно равен его значению для СВЧ-радиометра, например, может составлять приблизительно 75°. Понятно, что можно использовать и большие углы, хотя это и приведет к снижению пространственного разрешения вследствие затенения.

Геометрия создания изображения для радиолокатора отличается от геометрии пассивных датчиков, как показано на фиг.7. Разрешение на уровне земли в азимутальном направлении ограничено лучом, см. вид сверху, то есть, другими словами, ограничено только углом расхождения β луча. Разрешающая способность по дальности ограничена длительностью τ импульса, как показано на виде сбоку.

В вертикальной плоскости, в которой пассивные инструменты испытывают ухудшение разрешения при приближении угла падения к 90°, радиолокатор фактически демонстрирует улучшение разрешения при увеличении угла падения, приближаясь к разрешению по дальности (сτ)/2, где с - скорость света. Таким образом, радиолокатор хорошо подходит для широкого охвата площадей с небольших высот. Однако в отличие от судового радиолокатора, который обнаруживает твердые цели на уровне морской поверхности или выше него, радиолокатор для наблюдения за разливами нефти, описанный в настоящем изобретении, наблюдает за самой поверхностью моря, что ограничивает подходящий угол падения. Верхний предел, в общем, может лежать в диапазоне 85-87°. При высоте 40 м угол 85° соответствует диапазону 460 м, а угол 87° соответствует диапазону 760 м.

Общее разрешение радиолокатора определяется длиной антенны (в азимутальном направлении) и длительностью импульса (в направлении по дальности). Если длительность импульса радиолокатора составляет 60 нс, это соответствует разрешающей способности по дальности 9 м. Это значение ухудшается до разрешения 12 м на уровне земли (FP) при угле падения 50° и до 26 м при угле падения 20°.

Согласно настоящему изобретению работа блока датчиков разлива нефти основана на использовании по меньшей мере радиолокатора для обнаружения нефти и одного или нескольких СВЧ-радиометров. СВЧ-радиометр следит за объемом нефти 24 часа в сутки и при большинстве погодных условий. Дальность обнаружения СВЧ-радиометра составляет приблизительно до 150 м для конкретных условий, рассмотренных выше, что достаточно для многих целей. Измерения производятся с заданной точностью, хотя известно, что по своей природе радиометр занижает объем нефти.

Могут использоваться и другие типы СВЧ-радиометров. СВЧ-радиометр, работающий на частоте 36 ГГц, испытывает затруднения при обнаружении нефтяной пленки с толщиной меньше приблизительно 0,1 мм. Возможно, это и не является серьезным ограничением там, где датчик близок к разливу нефти, как в пространстве, так и во времени, и, таким образом, обнаруживает разлив прежде, чем происходит значительное распространение нефти. Однако, если требуется лучшее разрешение тонких пленок, можно использовать другую частоту. Например, имеется другое практически пригодное атмосферное окно в районе 90 ГГц. Работа на этой более высокой частоте уменьшает минимально обнаружимую толщину нефти почти в три раза.

Кроме того, система датчиков должна быть в состоянии обнаружить нефтяные пятна, толщина которых ниже предела, обнаружимого СВЧ-радиометром, и поэтому в дополнение к СВЧ-радиометру система датчиков включает радиолокационный блок. Радиолокационный блок осуществляет обнаружение разливов нефти круглосуточно в широком диапазоне погодных условий и с хорошим пространственным разрешением. Соответственно, один из вариантов выполнения настоящего изобретения представляет собой набор датчиков, который включает СВЧ-радиометр с рабочей частотой 36 или 90 ГГц, а, возможно, оба, и маломощный радиолокатор ближнего действия Х-диапазона. Кроме того, система датчиков может быть дополнительно укомплектована инфракрасным/ультрафиолетовым датчиком и/или блоком лидара.

Блок датчиков может вращаться вокруг вертикальной оси, а по меньшей мере часть СВЧ-радиометра может также наклоняться, поворачиваясь вокруг горизонтальной оси, чтобы СВЧ-радиометр фактически перемещался вверх и вниз в направлении, параллельном вертикальной оси. Таким образом, датчик осуществляет контроль не только определенной горизонтальной угловой площади, но и контроль определенной вертикальной угловой площади. Это позволяет контролировать большую полную площадь. Кроме того, когда датчик поворачивается вокруг горизонтальной оси, он обращен к различным частям контролируемой поверхности воды, которые расположены ближе или дальше от датчика.

Если датчик предназначен для наблюдения за разливами нефти, важно, чтобы он был откалиброван при установке на неподвижную конструкцию и непрерывно калибровался после такой установки. Непрерывная калибровка гарантирует то, что датчик будет откалиброван относительно фактического "состояния" контролируемой воды, то есть с учетом точной температуры контролируемой воды. При наклонах датчика вверх и вниз наряду с вращением датчик некоторое время в процессе контроля будет обращен к воде, не загрязненной разливами нефти. Это соответствует калибровочному состоянию воды. Если присутствует разлив нефти, который изменяет "состояние" воды, то есть повышает температуру воды вследствие наличия разлива нефти на поверхности воды, датчик обнаружит такой разлив нефти. Обнаружение происходит в процессе непрерывного контроля путем сравнения с калибровочным состоянием незагрязненной воды, имеющей более низкую температуру, чем загрязненная вода.

Один из вариантов выполнения блока 800 датчиков схематично показан на фиг.8А и 8В, на которых соответственно изображены вид сбоку и вид спереди блока 800 датчиков. Радиометрический СВЧ-блок 804 установлен на основной платформе 802. Радиолокационный блок 806 также установлен на основной платформе 802. Основная платформа 802 может быть смонтирована на вращательном блоке 808 для обеспечения вращательного перемещения. Радиометрический-СВЧ-блок 804 содержит зеркальную антенну 810, предназначенную для приема СВЧ-волн и их фокусировки на СВЧ-детекторе 812. Зеркальная антенна 810 может иметь механизм 811 качания, позволяющий регулировать угол места антенного отражателя 810. Радиолокационный блок 806 связан с антенной 814, например, посредством волновода 816. Антенна 814 может быть любого подходящего типа, пригодного для передачи радиолокационного сигнала. Антенна 814 может также использоваться для приема отраженного радиолокационного сигнала. В другом подходе, который не иллюстрируется, радиолокатор может иметь разнесенные передающую и приемную антенны.

В еще одном варианте выполнения настоящего изобретения (не показан) только части радиометрического СВЧ-блока 804 и радиолокационного блока 806 вращаются вокруг вертикальной оси для сканирования зоны обнаружения. Например, антенны 810 и 814 могут вращаться вокруг вертикальной оси и могут быть связаны с соответствующими блоками посредством вращающихся соединений. В еще одном подходе антенна может оставаться неподвижной, в то время как часть приемника перемещается.

Как отмечалось выше, радиолокационный блок 806 обычно принимает луч, имеющий большой вертикальный угол, а вертикальное разрешение достигается путем измерения дальности. С другой стороны, вертикальное разрешение радиометрического СВЧ-блока 804 определяется размером антенны. Соответственно, радиометрическая СВЧ-антенна 810 осуществляет сканирование в вертикальном направлении, позволяя достичь большего вертикального угла обзора, чем тот, который обеспечивается разрешением. Это может быть достигнуто с использованием механизма 811 качания. Например, механизм 811 качания может обеспечить качание с такой скоростью, при которой радиометрическая СВЧ-антенна 810 при каждом обороте вокруг вертикальной оси поворачивается механизмом качания на угол, равный ее вертикальному угловому разрешению. Соответственно, антенна 810 постепенно проходит через диапазон вертикальных углов, обеспечивая большой вертикальный угол обзора. Как только механизм качания достигает конечного положения, цикл обнаружения заканчивается. Механизм качания может возвратиться в исходное положение в течение одного или нескольких оборотов вокруг вертикальной оси, в течение которых все данные, полученные от СВЧ-радиометра 804, игнорируются, и затем радиометрическая СВЧ-антенна 810 может начать другой цикл вертикальной развертки. В еще одном подходе механизм качания может просто начинать обратное движение и наклонять радиометрическую СВЧ-антенну 810 в обратном направлении с той же скоростью, что и в процессе только что закончившейся фазы развертки. Однако важно избегать возникновения вибраций в антеннах 810 и 814, которые способны испортить данные обнаружения. Вибрации часто возникают при ускорении антенн, например вращательном ускорении или вертикальном ускорении, и, таким образом, предпочтительно снизить количество ускорений и/или избегать записи данных сразу после того, как имело место ускорение.

Блок 800 датчиков может также содержать один или несколько дополнительных датчиков, например дополнительный радиометрический СВЧ-блок, блок лидара или инфракрасный/ультрафиолетовый блок.

Блок 800 датчиков может быть защищен от атмосферных воздействий колпаком 820 (на фиг.8 В показан блок 800 датчиков со снятым колпаком 820). Колпак 820 может включать одно или несколько окон 822 и 824 для пропускания излучения к датчикам, установленным внутри колпака 820. В рассматриваемом примере колпак 820 содержит радиолокационное окно 822, которое является прозрачным для излучения на длине волны радиолокации, и окно 824 для СВЧ-радиометра, которое прозрачно на длине волны обнаружения радиометрического СВЧ-датчика 804. Окна 822 и 824 могут иметь водоотталкивающие поверхности для защиты от дождя и водяной пыли. Водоотталкивающая поверхность может быть сформирована самим материалом, из которого изготовлено окно, или покрытием на окне. Кроме того, окна 822 и 824 предпочтительно должны быть стойкими к ультрафиолетовому излучению, чтобы их качество значительно не ухудшились при длительном воздействии на них солнечного света. Окна 822 и 824 могут быть изготовлены из любого подходящего материала. Если радиометрический СВЧ-датчик 804 работает на частоте 36 ГГц и/или 90 ГГц, то окно 824 для СВЧ-радиометра предпочтительно должно быть прозрачно на этих частотах. Одним из примеров подходящего материала является полимер, например полипропилен.

Окна 822 и 824 могут быть снабжены чистящими устройствами 826, предназначенными для очистки поверхностей окна от грязи и других посторонних веществ. В одном из вариантов выполнения настоящего изобретения чистящие устройства 826 содержат одно или несколько сопел 828, предназначенных для нанесения чистящей жидкости на поверхность окна, и одно или несколько сопел 830, предназначенных для направления сжатого газа, например сжатого воздуха, на поверхность окна для удаления чистящей жидкости. Сжатый газ может быть нагрет и может быть отфильтрован с целью его очистки. Сопла 828 и 830 могут быть размещены в любом подходящем месте вокруг окна 824, включая верх, низ и боковые стороны.

На фиг.8С показан другой вариант выполнения блока 850 датчиков. В этом блоке датчиков имеется блок 852 контроллера/анализатора, предназначенный для управления радиолокационным блоком 854, и по меньшей мере один дополнительный датчик. Радиолокационный блок 854 связан с радиолокационной антенной 856 для передачи радиолокационных сигналов из радиолокационного блока 854 в радиолокационную антенну и приема сигналов, поступающих из антенны 856, радиолокационным блоком. Блок 852 контроллера/анализатора может управлять радиолокационным блоком 854, обеспечивая радиолокационный блок 854 рабочими параметрами, и может также давать команду радиолокационному блоку 854 для проведения автокалибровки. Блок 852 контроллера/анализатора может также получать из радиолокационного блока 854 информацию радиолокационного наблюдения и может использоваться для ее анализа.

Можно использовать один или несколько других датчиков. Например, радиометрический СВЧ-блок 858, получая информацию через радиометрическую СВЧ-антенну 860, может быть связан с контроллером для подачи радиометрической информацию в блок 852 контроллера/анализатора. Кроме того, с целью подачи в блок 852 контроллера/анализатора дополнительной информации, может быть подключен датчик 862 какого-нибудь другого типа, например лидар или инфракрасный/ультрафиолетовый датчик. Дополнительный датчик 862 обычно получает сигналы через приемное устройство 864 датчика.

Блок 852 контроллера/анализатора получает исходные данные из блока 854 радиолокатора и любого другого имеющегося блока датчиков, например радиометрического СВЧ-блока 858 или дополнительного блока 862 датчика. Блок 852 контроллера/анализатора может анализировать полученные данные. Блок 852 контроллера/анализатора может также объединять данные, полученные от различных датчиков, например так, как описано ниже. Блок 852 контроллера/анализатора направляет сигнал в передатчик 866 данных для передачи их в другой блок и/или на станцию управления. Как вариант, блок 850 датчиков может быть оборудован приемником 868. Приемник 868 может, например, получать информацию для управления блоком 850 датчиков. Кроме того, если блок 850 датчиков является главным блоком 204, то приемник 868 используется для получения данных от тех сателлитных блоков 202, которые посылают свои данные в главный блок 204. Кроме того, если какой-либо блок 202 сателлитных датчиков используется для передачи данных из другого сателлитного блока 202 в главный блок 204 или в другой сателлитный блок 202, то указанный блок 202 сателлитных датчиков может быть оборудован приемником 868.

Сбор данных и их объем

В последующем описании сбора данных и их объема предполагается, что блок датчиков установлен на высоте 40 м над уровнем воды и вращается с постоянной угловой скоростью. Однако понятно, что блок датчиков может быть установлен на другой высоте и может быть неподвижным или может сканировать диапазон обнаружения назад и вперед, а не поворачиваться на 360°.

При использовании тех же предположений, что и выше, считаем, что радиометр работает на частоте 36 ГГц и характеризуется шириной антенного луча 1,64°. Количество измерений (отсчетов) по азимуту определяется отношением углового обзора и угловой разрешающей способности и в данном конкретном примере составляет 360/1,64=220 измерений. Количество измерений по углу места определяется диапазоном углов места и угловой разрешающей способностью и в данном конкретном примере составляет (75-20)/1,64=55/1,64=34 измерения в направлении дальности. Общее количество пикселей (элементов радиометрического изображения) для радиометра равно произведению числа азимутальных измерений и измерений по углу места. Таким образом, для рассматриваемого примера общее количество пикселей составляет 220×34=7480.

Если предположить, что изучаемая площадь охватывается за 60 секунд, то выдержка на одну "точку", то есть время, отводящееся на каждое отдельное радиометрическое измерение, составляет 60/7480=8 мс. Современный модуляционный радиометр типично обладает чувствительностью (стандартное отклонение выходного сигнала) 0,6 К для времени интегрирования 8 мс. Следовательно, для времени интегрирования 8 мс можно достигнуть чувствительности 1 К и лучше. Время 60 с на одно изображение соответствует времени 60/34=1,76 с на один полный оборот антенны или скорости вращения 34 оборота в минуту.

Скорость передачи данных радиометра, взятого для примера, равна 7480/60=125 слов в секунду. Если на каждое слово выделено 16 битов, то скорость передачи данных СВЧ-радиометра составляет 2000 битов в секунду.

Предположим, что радиолокатор имеет антенну с шириной луча 1,64° в азимутальном направлении и разрешающую способность по дальности 9 м. Таким образом, как и раньше, имеется 220 отсчетов в азимутальном направлении. Если предположить, что предел угла падения составляет 85°, что, как сказано выше, соответствует дальности 460 м, то по дальности имеется 460/9=51 отсчет. Поэтому общее количество пикселей для радиолокационного датчика составляет 220×51=11220.

Полный охват радиолокатором обзора 360° достигается за один оборот антенны, то есть за 1,76 секунды. Такая высокая скорость обновления может не быть необходимой, поэтому в радиолокаторе можно осуществить некоторую предварительную обработку (интегрирование). Если предположить, что от радиолокатора требуется только одно изображение в минуту, как и для СВЧ-радиометра, то скорость передачи данных составит 11220/60=187 слов в секунду. В предположении, что длина слова составляет 16 битов, скорость передачи данных равна 187×16=2992, т.е. примерно 3000 битов в секунду.

Таким образом, полная скорость передачи данных для СВЧ-радиометра и радиолокатора в системе датчиков составляет приблизительно 5000 битов в секунду. Разработчик системы может решить сделать обновление изображения, получаемого от радиолокатора, более частым, что приведет к изменению скорости передачи данных.

Связь между блоками и станцией управления

Концепция системы распознавания разливов нефти обеспечивает оперативный дистанционный контроль морской установки в любом месте на планете на базе нового поколения искусственных спутников связи и продолжающегося развития Интернета. Главное требование к системе передачи данных - это предоставление данных практически в реальном времени при низкой стоимости эксплуатации. Сочетание оптимального охвата при минимальных затратах требует рассмотрения различных средств связи в соответствии с применением системы:

1) передача данных в море на короткие расстояния из сателлитных блоков в главный блок;

2) передача данных в море на большие расстояния из главного блока на станцию управления;

3) передача данных на берегу из станции управления к пользователю.

Хотя передача данных на короткие расстояния между сателлитными блоками и главными блоками может быть обеспечена с использованием любого подходящего типа системы связи, особенно предпочтительной является радиопередача на ультракоротких волнах. Ультракоротковолновая радиосвязь обеспечивает передачу большого количества данных на расстояние до 4 миль (7,4 км) при низкой стоимости. Эта система может использоваться между крайними (сателлитными) конструкциями и главными блоками, из которых требуется передавать данные на большое расстояние до берега.

Передача данных на большие расстояния из главных блоков на береговую станцию управления может быть обеспечена с использованием орбитальных спутников связи. Могут использоваться системы связи других типов, например беспроводные телефонные сети. Однако поскольку такие системы нуждаются в местной базовой станции, а локальные базовые станции не располагаются в море, использование такой системы ограничено главными блоками, которые расположены в пределах дальности передачи береговой базовой станции. Могут использоваться и другие системы связи, например системы радиосвязи.

Передача данных на берегу к пользователю может происходить по специальной частной сети. Однако Интернет обеспечивает высокую скорость передачи данных с низкой стоимостью. Для приложений, относящихся к системам распознавания разливов нефти с использованием сжатия данных, было бы полезным иметь возможность описывать, передавать, хранить или извлекать данные в различных масштабах, с различным разрешением или уровнем качества и обеспечивать доступ к данным с различными уровнями качества в зависимости от имеющейся пропускной способности или производительности терминала. Это дает возможность использовать стандартный формат сообщения с приемлемым качеством для одновременной передачи, а затем, при необходимости, получать более подробную информацию. Этого можно достичь путем объединения единого источника битов на сервере данных с прогрессивным кодированием, которое позволяет из общего потока данных подавать информацию различного качества различным конечным пользователям.

Сбор и анализ данных

После операций радиолокационного обнаружения и измерения СВЧ-радиометром полученные данные могут быть обработаны способом согласно изобретению в следующей последовательности:

а) В месте расположения блока датчиков (по краю нефтеносных площадей и/или на главной платформе) исходные необработанные данные от датчиков автоматически объединяют только на уровне пикселей, обеспечивая возможность распознавания образов согласно соответствующему алгоритму принятия решения. При положительной идентификации нефти данные передают с краев нефтяного месторождения на главную платформу с использованием, например, ультракоротковолновой радиолинии или другой подходящей линии радиосвязи. Если положительной идентификации не произошло, передают только калибровочные данные, обеспечивающие стабильность работы системы. В другом подходе на главную платформу непрерывно передают все данные.

б) На главной площадке данные, объединенные в местах расположения датчиков, объединяют в отчеты, относящиеся к конкретным областям, для формирования единого изображения всей области, затем сжимают и передают на береговую станцию управления с использованием линии связи.

в) На станции управления данные, объединенные на главных площадках, объединяют с данными с других главных площадок с формированием требуемого географического покрытия и объединяют с данными другого типа (то есть цифровыми картами, информацией о погоде, результатами моделирования и т.д.), формируя конечный продукт. Станция управления осуществляет все функции управления системой для получения этого конечного продукта. Конечный продукт - изображение или обоснованное решение - доставляют конечному пользователю, например агентству по охране окружающий среды, через Интернет.

Исходные данные, выработанные блоком датчиков разлива нефти, могут быть проанализированы в наборе датчиков на платформе, где установлена система, или могут быть переданы в другое место для анализа, например в главный блок или на береговую станцию управления. Если данные передают для анализа, перед передачей их можно предварительно сжать. Если исходные данные сначала анализируют в блоке датчиков или на платформе, на которой установлена система, результаты анализа затем можно передать в удаленный центр для просмотра.

Задача интерпретации, решаемая при анализе данных, который может быть выполнен в любом подходящем компьютере, например совместимом с типовым персональным компьютером или в большой вычислительной машине, состоит в том, чтобы контролировать полученные данные и поднимать тревогу всякий раз, когда обнаруживается разлив нефти. Задача интерпретации может включать контроль данных на выходе радиолокатора на предмет обнаружения возможных пятен, например, путем обнаружения областей с аномально низким отражением по сравнению с ближайшими областями.

Создание карты мешающих отражений традиционно осуществляют путем объединения результатов множества сканирований. В компьютере может быть создана карта "нормального" уровня фоновых отражений, соответствующего условиям этого дня. Таким образом, любые отклонения в отражении обнаруживаются по сравнению с картой фона. Обнаружив возможный разлив нефти по данным радиолокатора, можно проверить радиометрические данные на предмет наличия значительного разлива нефти. Кроме того, радиометр генерирует карту текущего дня, относительно которой обнаруживают повышение яркостной температуры, связанное с разливом нефти. Даже если в радиометрическом канале нет никакого сигнала обнаружения, все-таки может присутствовать разлив, о котором следует сообщить. Контроль радиолокационной карты осуществляют в течение некоторого времени, чтобы увидеть, не произойдет ли быстрого исчезновения обнаруженного отклонения отражения, что типично для ложной тревоги, или оно останется неизменным. Наблюдения в течение длительного периода времени с использованием стационарной системы датчиков дают множество преимуществ, отсутствующих у бортовых систем обнаружения. Ложную тревогу можно распознать с использованием различных способов, например путем интегрирования фоновых данных в течение некоторого времени или путем использования других способов фильтрации. Как только анализирующая система решает, что разлив обнаружен, пользователю может быть послан сигнал тревоги вместе с радиолокационной картой и радиометрической картой, возможно с информацией о количестве нефти.

Можно также использовать удаленную компьютерную систему для контроля функциональных возможностей набора датчиков путем проверки вторичного статуса и контрольных данных, передаваемых совместно с первичными данными дистанционного зондирования. Кроме того, удаленная компьютерная система может быть способна взаимодействовать с системой датчиков, чтобы оператор мог дистанционно изменить рабочие параметры системы датчиков. Например, удаленный оператор может пожелать изменить используемую скорость сканирования или максимальный угол падения.

Одно из преимуществ выполнения интерпретации данных в удаленном центре заключается в том, что опытный оператор или небольшая группа опытных операторов способны контролировать большое количество мест. Кроме того, если система предупреждает о разливе нефти, опытный оператор способен проанализировать исходные данные для подтверждения появления опасного разлива; если же анализ данных выполнен локально в системе датчиков, то удаленный оператор не имеет в своем распоряжении исходных данных, если только специально не запросит их передачи.

В одном из вариантов выполнения настоящего изобретения информационная система получает данные из системы датчиков для контроля окружающей среды. Данные, подаваемые в информационную систему, могут также включать другую информацию, которая позволяет пользователю сформировать квалифицированное суждение по различным вопросам охраны окружающей среды, например, после того как разлив появился, оценить скорость и направление его распространения. Информация, подаваемая в информационную систему, может быть разделена на два различных вида: первичную информацию и вторичную информацию. Первый вид может, но не обязательно, включать информацию из системы датчиков и рассчитанные площадь и объем нефтяного пятна. Вторичная информация может, но не обязательно, включать данные о координатах, полученные с помощью глобальной системы позиционирования (GPS), с географической привязкой; время по Гринвичу; скорость и направление ветра, данные о течениях и волнении поверхности воды с направлением и амплитудой волн, данные контроля достоверности датчика и калибровочные данные. Первичные данные требуются только в случае обнаружения объема нефти, превышающего допустимый порог, то есть если имел место разлив. Желательно, чтобы вторичные данные поступали одновременно, обеспечивая согласованность работы системы. При использовании такого подхода количество передаваемых данных снижается, поскольку вторичная информация занимает значительно меньший объем, чем первичные данные наблюдений. Исходные данные с выхода датчика могут быть объединены с другими типами данных, например цифровой картой, информацией о погоде, результатами моделирования и т.п., обеспечивая пользователя полезной результирующей информацией.

Блок датчиков может быть продублирован много раз, чтобы в контролируемой области имелось множество различных блоков датчиков, каждый из которых передает данные в центральное устройство для обработки данных и их хранения. Поскольку может иметься большое количество блоков датчиков, информационная система предпочтительно обрабатывает информацию, полученную от каждой системы датчиков, путем объединения информации в осмысленную и понятную выходную информацию для показа пользователю.

Передача необработанных исходных данных из датчиков конечному пользователю требует большой скорости передачи, что делает интерактивный контроль дорогим. Поэтому, прежде чем передать данные в станцию управления, их можно подвергнуть предварительной обработке и сжатию в главном блоке.

В еще одном подходе исходные данные анализируют на месте в системе блока датчиков, где эти данные можно оценить с использованием локальных алгоритмов принятия решения, проверяющих информацию по заранее заданным критериям, перед тем как передать сообщение с проанализированными данными в центр для интеграции, обработки и хранения. Данные, посланные в центр, могут включать как вторичные данные, так и первичные данные и могут быть сжаты.

Финальное преобразование данных в информацию, необходимую конечному пользователю для принятия решения, может быть выполнено на станции управления. Один подход к обработке потока данных и информации сведен в Таблицу 2.

Таблица 2 Поток данных ПОТОК ДАННЫХ Сателлитная площадка Главная площадка Станция управления Конечный пользователь Сбор данных Первичные и вторичные Первичные и вторичные Нет Нет Обработка данных Процессор, алгоритм, объединение данных, хранение данных об авариях Процессор, алгоритм, база слияния данных (SCADA - диспетчерское управление и сбор данных), сжатие данных, хранение данных об авариях Процессор, алгоритм, база слияния данных (SCADA), программы добавлений, хранение данных об авариях Нет Представление информации Нет SCADA SCADA и программное обеспечение для презентаций Программное обеспечение для презентаций по разливам нефти Передающие средства УВЧ (вход)
УВЧ (выход) УВЧ (вход)
спутник (выход) спутник (вход) Интернет (выход) Интернет (вход/выход)

Структура потока данных распадается на сбор данных, обработку данных и представление информации, составляющие неотъемлемые части всей системы. Конструкция системы распознавания разливов нефти подразделяется на 4 части согласно физической локализации элементов. Это следующие 4 части: сателлитные площадки, главные площадки, станция управления и конечный пользователь.

Сателлитные площадки: Локальные данные обнаружения в том виде, в каком они собраны датчиками системы распознавания разливов нефти, могут непрерывно объединяться и обрабатываться алгоритмом принятия решения, предназначенным для преобразования исходных данных датчиков в площадь и объем нефтяного пятна и принятия некоторых мер, если превышены заданные пределы. Если пределы превышены, включается сигнал местной тревоги, и данные обнаружения передаются на главную площадку совместно с соответствующей вторичной информацией. Если разлива нефти не наблюдается или наблюдаемый разлив нефти ниже согласованных пределов, передается только вторичная информация. Данные могут храниться на месте в течение некоторого времени, например двадцать четыре часа, для предотвращения потери данных в случае отказа радиосвязи. При другом подходе данные могут передаваться на главную платформу непрерывно.

Главные площадки: Локальные данные обнаружения собирают и обрабатывают аналогично тому, как это имеет место на сателлитных площадках. Данные собирают на локальном уровне, и данные, принятые с сателлитных площадок, поступают в оборудование диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) - распределенную систему баз данных с емкостью баз данных, которая может быть распределена между главной площадкой и станцией управления согласно требованиям. Система объединяет данные от всех соответствующих наблюдений до тех пор, пока алгоритм принятия решения не оказывается способен проанализировать данные и принять решение. В результате генерируются и передаются на станцию управления отчеты, содержащие релевантную информацию в стандартном или первичном формате отчетов. Объединенная система поддержки обработки и принятия решения обеспечивает следующую информацию:

1) регистрация момента времени и местоположения, соответствующих каждому наблюдению (наблюдениям),

2) алгоритм обработки и принятия решения,

3) отчет на станцию управления - стандартный или в зависимости от событий,

4) сжатие данных,

5) передача данных на станцию управления и на сателлитные площадки и в обратном направлении, управление и контроль линий передачи данных,

6) система сигнализации - локальная и для сателлитной площадки (площадок).

Береговая система SCADA может графически отобразить информацию о разливе нефти с географической привязкой, вторичной пояснительной информацией и навигационными данными. Данные могут храниться на месте в течение определенного промежутка времени, например в течение двух недель.

Станция управления: Морская система SCADA может управляться и обслуживаться одной или несколькими станциями управления, при этом систему можно оптимизировать на основе качества используемой информации и передачи. Данные отчета о проверке достоверности и калибровке датчиков могут фильтроваться, если пользователь не интересуется просмотром таких данных. Однако такие данные сохраняются в случае, если пользователь заинтересован в обслуживании системы.

Станция управления может содержать системы SCADA, аналогичные системам SCADA на главных площадках. Система SCADA станции управления хранит и отображает ту же информацию, которая содержится в системах SCADA главных площадок, но может быть сконфигурирована по-другому, что позволяет использовать специальные дополнительные прикладные программы и обеспечивать большую часть емкости базы данных.

Станция управления может получать объединенную информацию с главных площадок в виде стандартных отчетов, содержащих первичную и/или вторичную информацию. Затем данные наблюдений, первоначально обработанные на месте и объединенные на главных площадках, объединяют в информацию управления для передачи конечному пользователю.

В системе распознавания разливов нефти можно использовать дополнительное программное обеспечение для презентаций, чтобы объединять данные наблюдений с другими данными, несущими специфическую информацию, которая нужна конечному пользователю. На станции управления эффективность информации о местоположении и размере разлива нефти можно повысить с помощью программного обеспечения для моделирования, позволяющего предсказать перемещение нефтяного пятна в течение продолжительного времени. Это позволяет моделировать рост и перемещение нефтяного пятна, обеспечивая планирование действий.

Конечный пользователь: Отображение и соответствующие отчеты можно корректировать в соответствии с требованиями конечного пользователя.

На практике в системах с множеством датчиков используются различные датчики с различными скоростями передачи данных. Кроме того, такие датчики могут иметь собственные задержки, а также задержки, возникающие при связи, что приводит к реальным проблемам при объединении данных. В контексте дистанционного измерения объединение данных относится к процессу объединения данных от различных датчиков некоторым целесообразным способом.

Объединение данных может быть выполнено на различных уровнях в соответствии со структурой данных и часто подразделяется на три уровня, а именно: 1) уровень измерения/пиксельный уровень, 2) уровень признаков и 3) уровень принятия решения. Объединение данных на уровне измерения связано, прежде всего, с объединением выходов различных датчиков, используемых в блоке датчиков, например объединением сигналов или изображений, созданных датчиками. В случае изображения элементарным "кирпичиком" измерения является пиксель, который представляет исходную (необработанную) информацию.

Объединение данных на уровне признаков происходит после присвоения измерениям свойств или признаков, то есть после отнесения каждого пикселя к некоторому классу так, чтобы пиксели, принадлежащие одному классу, можно было пространственно объединить. Объединение данных на уровне принятия решения относится к объединению предварительно обработанных данных в информацию для принятия решения в конкретном приложении.

Все три уровня обработки при объединении данных могут быть рассмотрены в отношении системы опознавания разлива нефти. Самый простой подход состоит в том, чтобы объединить данные на уровне пикселей в мосте расположения датчиков. Хотя этот подход не способствует автоматизации извлечения информации, результат часто бывает полезен как способ визуализации данных. Автоматизированное извлечение информации требует объединения данных на уровне признаков и/или принятия решения.

Вышеописанный блок датчиков может также использоваться на судне для контроля разливов нефти с судна. Это может быть особенно полезным для контроля сбросов нефти или нефтепродуктов с судна в море. В одном из вариантов выполнения настоящего изобретения, схематично показанном на фиг.9А, блок 902 датчиков установлен на судне 904 для контроля желаемой части поверхности воды 906 на предмет разлива нефти. Блок 902 датчиков может быть установлен на любой подходящей части судна 904, которая обеспечивает для блока 902 датчиков обзор желаемой области поверхности воды 906. Однако понятно, что чем выше установлен блок 902 датчиков, тем больше дальность обнаружения. Блок датчиков 902 может быть установлен на высоте от 5 до 50 м выше поверхности воды 906, хотя он также может быть установлен на высоте вне этого диапазона. Например, блок 902 датчиков может быть установлен на корпусе судна или на надпалубных сооружениях 908. Установка блока 902 датчиков в задней части судна 904 особенно предпочтительна для контроля вытекания нефти в процессе перемещения судна 904 по воде.

Азимутальный угол наблюдения не обязательно равен 360°, но может быть и меньше 360°. Например, азимутальный угол наблюдения может быть обращен к задней части судна 902; на виде сверху, схематично показанном на фиг.9В, он равен 2α. Величина α может составлять, например, 30°, 45° или некоторое другое значение. Хотя азимутальный угол наблюдения может быть меньше 360°, части датчиков в блоке 902 датчиков, например антенны, можно поворачивать на полные 360°, чтобы снизить вредное воздействие механических вибраций. В примере, показанном в фиг.9В, азимутальный угол наблюдения равен 2α, и, таким образом, датчики могут поворачиваться только на угол 2α и затем поворачиваться назад на угол 2α. Однако ускорения при начале движения и при остановке перед обратным ходом могут привести к механическим колебаниям перемещаемых датчиков. С другой стороны, вращение перемещаемых датчиков позволяет избежать ускорений при начале движения и остановке и, таким образом, позволяет снизить вероятность возникновения механических вибраций.

Важным различием между судовым блоком 902 датчиков и блоками датчиков на неподвижных платформах является то, что в сигналах, полученных судовыми датчиками, имеются периодические флуктуации, вызванные движением судна 904, например килевой или бортовой качкой судна 904. Это является проблемой скорее для радиометрического СВЧ-датчика, нежели для радиолокатора, в котором для определения угла, под которым сигнал возвращается от поверхности воды, можно использовать селекцию по дальности. Влияние движения судна на данные нужно снизить или вообще исключить. Один подход к исключению влияния движения судна включает установку блока 902 датчиков на гиростабилизаторе 912. Гиростабилизатор 912 удерживает блок 902 датчиков под постоянным углом относительно горизонта, и, таким образом, датчики в блоке 902 датчиков не испытывают ни продольной, ни поперечной качки судна 904.

Другой подход к исключению влияния движения судна состоит в компенсации данных обнаружения с использованием программного обеспечения. Например, движение судна обычно характеризуется специфической частотой, которая может отличаться от частоты движения поверхности воды 906. Знание частоты перемещения судна позволяет применить к данным фильтр и отфильтровать данные, точность которых сомнительна.

В еще одном подходе угол судна 904, например, при килевой и бортовой качке может быть измерен в зависимости от времени. Эффекты, вызванные движением судна, можно удалить из данных наблюдений и добиться более точного измерения координат разлива нефти. Это показано на примере бортовой качки на фиг.9С. В некоторый момент времени t1 СВЧ-радиометр производит измерение I(t1), и в это время угол антенны СВЧ-радиометра относительно судна равен θa(t1). Угол судна в момент t1 равен θs(t1). Угол антенны относительно нормали к поверхности воды 906 в момент t1 равен θh(t1) и определяется выражением θh(t1)=θa(t1)+θs(t1). Знание высоты h блока 902 датчиков над водной поверхностью 906 позволяет вычислить дальность R(t1) при измерении в момент t1: R(t1)=tg(θh(t1)). Таким образом, если величина бортовой качки как функция времени известна, то влияние перемещения судна на данные измерений можно удалить путем деконволюции.

Понятно, что исключение эффектов перемещения судна из данных измерений значительно усложняется, когда приходится учитывать как бортовую, так и килевую качку, однако принципы вычислений остаются такими же.

Имеется множество различных способов снижения и полного устранения влияния бортовой и килевой качки, и, таким образом, блок 902 датчиков можно эффективно использовать для контроля разливов нефти и получения относительно точных количественных данных, например, о площади и объеме разлива нефти поблизости от судна 904.

Данные, касающиеся обнаружения разлива нефти, включая первичные и вторичные данные, могут оставаться на судне 904 для более позднего анализа или могут быть переданы на станцию назначения, например на береговую станцию управления. Береговая станция управления может использоваться для записи данных о разливе нефти для контроля и для применения законов об охране окружающей среды. Данные могут быть переданы из блока 902 датчиков на станцию управления с использованием любого подходящего способа и средства, включая наземную радиосвязь, сотовую телефонную связь или спутниковую радиосвязь.

Как отмечено выше, настоящее изобретение пригодно для обнаружения разливов нефти и контроля и представляется особенно полезным для контроля больших областей открытой поверхности воды на предмет обнаружения разливов нефти или нефтепродуктов. Настоящее изобретение не ограничивается вышеописанными конкретными примерами, а охватывает все аспекты изобретения, упомянутые в формуле изобретения. После ознакомления с настоящим описанием специалистам в данной области техники должно быть понятно, что изобретение допускает различные изменения, эквивалентные процессы и многочисленные конструкции. Формула изобретения охватывает все такие модификации и устройства.

Настоящее изобретение относится к системе распознавания разлива нефти или нефтепродуктов и датчикам, которые используются в этой системе. Технический результат - обеспечение эффективного контроля больших участков водной поверхности с минимальными затратами. Система используется прежде всего на неподвижных морских буровых установках, но может также использоваться на неподвижных береговых конструкциях. Датчик включает комбинацию радиолокатора и по меньшей мере одного СВЧ радиометра. Собранные данные передаются на станцию управления. Передача данных между датчиками и станцией управления предпочтительно осуществляется на уровне пикселей. Станция управления обрабатывает данные, принятые на уровне пикселей, и передает эти данные конечному пользователю предпочтительно через Интернет. Изобретение также касается способа использования такой системы. 6 н. и 85 з.п. ф-лы, 16 ил., 2 табл.

1. Способ обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов, включающий:
дистанционный контроль поверхности воды на присутствие нефти или нефтепродуктов в первом месте для формирования данных контроля первого места;
дистанционный контроль поверхности воды на присутствие нефти или нефтепродуктов во втором месте для формирования данных контроля второго места;
передачу данных контроля первого места в приемник, находящийся во втором месте; и
передачу информации, связанной с данными контроля первого и второго места, на станцию управления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дистанционный контроль поверхности воды в первом месте включает контроль поверхности воды с помощью радиометрического СВЧ блока и, по меньшей мере, одного дополнительного датчика.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что указанный, по меньшей мере, один дополнительный датчик содержит радиолокационный блок.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что он дополнительно включает определение, присутствует ли нефть или нефтепродукты на поверхности воды в первом месте, с использованием данных радиометрического СВЧ блока и, по меньшей мере, одного дополнительного датчика.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что передача данных контроля первого места включает передачу исходных данных обнаружения из радиометрического СВЧ блока и, по меньшей мере, одного дополнительного датчика после определения того, что нефть или нефтепродукт присутствует на воде в первом месте.

6. Способ по п.4, отличающийся тем, что передача данных контроля первого места включает передачу данных калибровки датчика после определения того, что на поверхности воды в первом месте отсутствует нефть или нефтепродукты.

7. Способ по п.2, отличающийся тем, что он дополнительно включает объединение данных обнаружения от радиометрического СВЧ блока и, по меньшей мере, одного дополнительного датчика и передачу объединенных данных датчиков из первого места во второе место.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что объединение данных обнаружения включает объединение данных обнаружения на уровне пикселей.

9. Способ по п.7, отличающийся тем, что объединение данных обнаружения включает объединение данных обнаружения на уровне признаков.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что первое место находится на краю нефтеносной площади.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что второе место находится на главной нефтяной платформе.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что дистанционный контроль поверхности воды, по меньшей мере, в одном из первого и второго мест включает контроль с высоты от 10 до 300 м над уровнем воды.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что дистанционный контроль поверхности воды, по меньшей мере, в одном из первого и второго мест включает контроль с высоты от 10 до 100 м над уровнем воды.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что дистанционный контроль поверхности воды, по меньшей мере, в одном из первого и второго мест включает контроль с высоты от 30 до 300 м над уровнем воды.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что дистанционный контроль поверхности воды, по меньшей мере, в одном из первого и второго мест включает контроль с высоты от 30 до 100 м над уровнем воды.

16. Способ по п.1, отличающийся тем, что передача информации, связанной с данными контроля первого и второго мест, в станцию управления включает передачу информации через спутник.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно включает объединение передаваемой информации, связанной с данными контроля первого и второго мест, с дополнительной информацией об окружающей среде и передачу этой объединенной информации пользователю.

18. Способ по п.17, отличающийся тем, что дополнительная информация об окружающей среде включает, по меньшей мере, одно из следующего: карту, информацию о погоде и данные моделирования.

19. Способ по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно включает передачу информации, извлеченной из информации, связанной с данными контроля первого и второго места, из станции управления пользователю.

20. Способ обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов в море, включающий
прием первых данных обнаружения от радиометрического СВЧ блока, установленного на неподвижной морской платформе;
прием вторых данных обнаружения, по меньшей мере, от дополнительного датчика, установленного на неподвижной морской платформе;
объединение первых и вторых данных обнаружения с формированием объединенных данных обнаружения; и
определение присутствия нефти или нефтепродуктов на поверхности воды в море на основе объединенных данных обнаружения.

21. Способ по п.20, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один дополнительный датчик представляет собой радиолокационный блок.

22. Способ по п.20, отличающийся тем, что он дополнительно включает определение присутствия нефти или нефтепродуктов на поверхности воды в море на основе объединенных данных обнаружения на неподвижной морской платформе.

23. Способ по п.20, отличающийся тем, что он дополнительно включает определение присутствия нефти на поверхности воды в море на основе объединенных данных обнаружения в пункте, отличном от неподвижной морской платформы.

24. Способ по п.20, отличающийся тем, что радиометрический СВЧ блок и/или, по меньшей мере, один дополнительный датчик установлен на высоте от 10 до 300 м выше поверхности воды.

25. Способ по п.20, отличающийся тем, что радиометрический СВЧ блок и/или, по меньшей мере, один дополнительный датчик установлен на высоте от 30 до 300 м выше поверхности воды.

26. Способ по п.20, отличающийся тем, что радиометрический СВЧ блок и/или, по меньшей мере, один дополнительный датчик установлен на высоте от 10 до 100 м выше поверхности воды.

27. Способ по п.20, отличающийся тем, что радиометрический СВЧ блок и/или, по меньшей мере, один дополнительный датчик установлен на высоте от 30 до 100 м выше поверхности воды.

28. Способ по п.20, отличающийся тем, что он дополнительно включает вращение, по меньшей мере, первой части радиометрического СВЧ блока вокруг вертикальной оси для сканирования области обнаружения по азимуту.

29. Способ по п.28, отличающийся тем, что он дополнительно включает перемещение, по меньшей мере, второй части радиометрического СВЧ блока в направлении, параллельном указанной вертикальной оси, для изменения дальности обнаружения.

30. Способ по п.29, отличающийся тем, что вторую часть радиометрического СВЧ блока перемещают путем заданного сдвига в вертикальном направлении при каждом обороте первой части вокруг указанной вертикальной оси.

31. Способ по п.29, отличающийся тем, что вторая часть радиометрического СВЧ блока представляет собой рефлектор зеркальной антенны.

32. Способ по п.29, отличающийся тем, что первая часть радиометрического СВЧ блока содержит вторую часть радиометрического СВЧ блока.

33. Способ по п.28, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один дополнительный датчик содержит радиолокационный блок, имеющий радиолокационную антенну, которая вращается вокруг оси радиолокационного блока, параллельной указанной вертикальной оси.

34. Способ по п.33, отличающийся тем, что ось радиолокационного блока совпадает с указанной вертикальной осью.

35. Способ по п.20, отличающийся тем, что он включает непрерывное перемещение, по меньшей мере, части радиометрического СВЧ блока в течение цикла обнаружения для уменьшения вибраций.

36. Способ по п.20, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один дополнительный датчик содержит инфракрасный/ультрафиолетовый датчик и/или блок лидара.

37. Способ по п.20, отличающийся тем, что объединение первых и вторых данных обнаружения включает объединение данных обнаружения на уровне пикселей.

38. Способ по п.20, отличающийся тем, что объединение первых и вторых данных обнаружения включает объединение данных обнаружения на уровне признаков.

39. Система для обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов, содержащая:
первый блок контроля в первом фиксированном месте в море для дистанционного контроля поверхности воды в первом месте, при этом первый блок контроля формирует данные контроля первого места;
второй блок контроля во втором фиксированном месте в море для дистанционного контроля поверхности воды во втором месте, при этом второй блок контроля формирует данные контроля второго места;
первый передатчик в первом месте для приема данных контроля первого места и передачи их во второе место;
приемник во втором месте для приема данных контроля второго места; и
второй передатчик во втором месте для передачи информации, извлеченной из данных контроля первого и второго места, на станцию управления.

40. Система по п.39, отличающаяся тем, что каждый из первого и второго блоков контроля включает, по меньшей мере, соответствующий радиометрический СВЧ блок и соответствующий дополнительный датчик наличия нефти или нефтепродуктов.

41. Система по п.40, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один дополнительный датчик, по меньшей мере, одного из первого и второго блоков контроля содержит радиолокационный блок.

42. Система по п.39, отличающаяся тем, что во втором месте она дополнительно содержит контроллер для приема данных контроля первого и/или второго места, выполненный с возможностью определения наличия нефти или нефтепродуктов на поверхности воды, по меньшей мере, в одном из первого и второго мест на основе данных контроля первого и второго места соответственно.

43. Система по п.39, отличающаяся тем, что в первом месте она дополнительно содержит контроллер для приема данных обнаружения из первого блока контроля.

44. Система по п.43, отличающаяся тем, что первый передатчик передает исходные данные обнаружения из первого блока контроля в качестве данных контроля первого места, после того как контроллер в первом месте определяет, что на воде в первом месте имеется нефть или нефтепродукт.

45. Система по п.43, отличающаяся тем, что первый передатчик передает данные калибровки датчика из первого блока контроля в качестве данных контроля первого места, после того как контроллер в первом месте определяет, что на воде в первом месте нет нефти или нефтепродуктов.

46. Система по п.43, отличающаяся тем, что контроллер в первом месте объединяет данные обнаружения, по меньшей мере, от двух датчиков в первом блоке контроля.

47. Система по п.46, отличающаяся тем, что контроллер в первом месте объединяет данные обнаружения на уровне пикселей.

48. Система по п.46, отличающаяся тем, что контроллер в первом месте объединяет данные обнаружения на уровне признаков.

49. Система по п.39, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один из первого и второго блоков контроля осуществляет контроль поверхности воды в первом и втором местах соответственно с высоты в диапазоне от 10 до 300 м над уровнем воды.

50. Система по п.49, отличающаяся тем, что указанный диапазон составляет от 10 до 100 м над уровнем воды.

51. Система по п.49, отличающаяся тем, что указанный диапазон составляет от 30 до 300 м над уровнем воды.

52. Система по п.49, отличающаяся тем, что указанный диапазон составляет от 30 до 100 м над уровнем воды.

53. Система по п.39, отличающаяся тем, что второй передатчик является спутниковым передатчиком.

54. Система по п.39, отличающаяся тем, что она дополнительно включает береговую станцию управления, содержащую приемник для приема от второго передатчика информации, извлеченной из данных контроля первого и второго мест.

55. Устройство для обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов с судовой платформы, содержащее:
блок датчиков разлива нефти или нефтепродуктов, выполненный с возможностью установки на судовой платформе и содержащий
радиометрический СВЧ датчик,
по меньшей мере, один дополнительный дистанционный датчик наличия нефти или нефтепродуктов и
анализатор данных для приема входных данных от указанных радиометрического СВЧ датчика и, по меньшей мере, одного дополнительного дистанционного датчика и формирования выходного сигнала, указывающего на разлив нефти или нефтепродуктов, в ответ на данные, принятые от радиометрического СВЧ датчика и, по меньшей мере, одного дополнительного дистанционного датчика,
причем блок датчиков разлива нефти или нефтепродуктов выполнен с возможностью компенсации движения судна для повышения точности выходного сигнала.

56. Устройство по п.55, отличающееся тем, что, по меньшей мере, один дополнительный дистанционный датчик представляет собой радиолокационный блок.

57. Устройство по п.55, отличающееся тем, что, по меньшей мере, первая часть радиометрического СВЧ датчика вращается вокруг вертикальной оси для сканирования области обнаружения по азимуту.

58. Устройство по п.57, отличающееся тем, что анализатор данных использует входные данные от радиометрического СВЧ датчика и, по меньшей мере, одного дополнительного датчика, соответствующие выбранному азимутальному диапазону относительно судна, на котором установлен блок датчиков разлива нефти или нефтепродуктов.

59. Устройство по п.57, отличающееся тем, что, по меньшей мере, вторая часть радиометрического СВЧ датчика перемещается параллельно указанной вертикальной оси для изменения дальности обнаружения.

60. Устройство по п.59, отличающееся тем, что вторая часть радиометрического СВЧ датчика перемещается путем заданного сдвига в вертикальном направлении при каждом обороте указанной первой части вокруг вертикальной оси.

61. Устройство по п.59, отличающееся тем, что вторая часть радиометрического СВЧ датчика представляет собой рефлектор зеркальной антенны.

62. Устройство по п.59, отличающееся тем, что первая часть радиометрического СВЧ датчика содержит вторую часть радиометрического СВЧ датчика.

63. Устройство по п.55, отличающееся тем, что, по меньшей мере, часть радиометрического СВЧ датчика перемещается в течение цикла обнаружения непрерывно для уменьшения вибраций.

64. Устройство по п.57, отличающееся тем, что блок указанного, по меньшей мере, одного дополнительного дистанционного датчика включает радиолокационный блок, имеющий радиолокационную антенну, которая вращается вокруг оси радиолокационного блока, параллельной указанной вертикальной оси.

65. Устройство по п.64, отличающееся тем, что ось радиолокационного блока совпадает с указанной вертикальной осью.

66. Устройство по п.55, отличающееся тем, что блок датчиков разлива нефти или нефтепродуктов установлен так, что он сохраняет постоянный угол относительно горизонта независимо от движения судна.

67. Устройство по п.55, отличающееся тем, что анализатор данных путем деконволюции удаляет эффекты, вызванные движением судна, из входных данных, принимаемых, по меньшей мере, от одного радиометрического СВЧ датчика.

68. Способ обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов с судна, включающий:
контроль поверхности воды с судна с использованием радиометрического СВЧ датчика;
контроль поверхности воды с судна с использованием, по меньшей мере, одного дополнительного дистанционного датчика наличия нефти или нефтепродуктов;
компенсацию движения судна при снятии показаний и/или анализе данных, по меньшей мере, радиометрического СВЧ датчика; и
определение наличия нефти или нефтепродуктов на поверхности воды на основе данных обнаружения, поступающих от указанного радиометрического СВЧ датчика и/или указанного, по меньшей мере, одного дополнительного дистанционного датчика.

69. Способ по п.68, отличающийся тем, что контроль поверхности воды с судна с использованием указанного, по меньшей мере, одного дополнительного дистанционного датчика включает контроль воды с использованием радиолокационного блока.

70. Способ по п.68, отличающийся тем, что он дополнительно включает вращение, по меньшей мере, первой части радиометрического СВЧ датчика вокруг вертикальной оси для сканирования области обнаружения по азимуту.

71. Способ по п.70, отличающийся тем, что он дополнительно включает перемещение, по меньшей мере, второй части радиометрического СВЧ датчика в направлении, параллельном указанной вертикальной оси, для изменения дальности обнаружения.

72. Способ по п.71, отличающийся тем, что вторую часть радиометрического СВЧ датчика перемещает путем заданного сдвига в вертикальном направлении при каждом обороте первой части вокруг вертикальной оси.

73. Способ по п.71, отличающийся тем, что вторая часть радиометрического СВЧ датчика представляет собой рефлектор зеркальной антенны.

74. Способ по п.71, отличающийся тем, что первая часть радиометрического СВЧ датчика содержит вторую часть радиометрического СВЧ датчика.

75. Способ по п.68, отличающийся тем, что, по меньшей мере, часть радиометрического СВЧ датчика перемещают в течение цикла обнаружения непрерывно для уменьшения вибраций.

76. Способ по п.70, отличающийся тем, что указанный, по меньшей мере, один дополнительный дистанционный датчик содержит радиолокационный блок, имеющий радиолокационную антенну, которую вращают вокруг оси радиолокационного блока, параллельной указанной вертикальной оси.

77. Способ по п.70, отличающийся тем, что ось радиолокационного блока совпадает с указанной вертикальной осью.

78. Способ по п.68, отличающийся тем, что компенсация движения судна включает поддержание блока датчиков разлива нефти или нефтепродуктов под постоянным углом относительно горизонта независимо от движения судна.

79. Способ по п.68, отличающийся тем, что компенсация движения судна включает удаление эффектов, вызванных движением судна, из измеренных данных путем деконволюции для формирования компенсированных данных обнаружения, а определение наличия нефти или нефтепродуктов на поверхности воды включает анализ компенсированных данных обнаружения.

80. Способ по п.64, отличающийся тем, что объединение первых и вторых данных обнаружения включает автоматическое объединение данных обнаружения на уровне пикселей для обеспечения возможности распознавания образов согласно соответствующему алгоритму принятия решения.

81. Система для контроля разлива нефти или нефтепродуктов на большой области поверхности воды, включающая:
множество блоков контроля, расположенных в соответствующих местах вблизи поверхности, распределенных по указанной области, при этом каждый из указанных блоков контроля включает:
локальное устройство обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов, включающее соответствующий первый датчик для удаленного измерения параметров, относящихся к нефти или нефтепродуктам;
блок управления, соединенный с локальным устройством обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов, для формирования соответствующих данных указанного места; и
беспроводной передатчик ближнего действия, соединенный с блоком управления, для передачи соответствующих данных указанного места; и
главный блок, расположенный в указанной области и включающий:
беспроводной приемник для приема указанных данных от одного или нескольких беспроводных передатчиков блоков контроля;
блок управления, соединенный с беспроводным приемником, для формирования объединенных данных из принятых данных; и
беспроводной передатчик дальнего действия, соединенный с блоком управления, для передачи объединенных данных приемнику, находящемуся за пределами указанной области.

82. Система по п.81, отличающаяся тем, что она также включает станцию управления для приема объединенных данных и формирования конечного продукта из объединенных данных и дополнительных данных.

83. Система по п.81, отличающаяся тем, что
указанный главный блок также содержит локальное устройство обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов, включающее соответствующий первый датчик для удаленного измерения параметров, относящихся к нефти или нефтепродуктам;
блок управления главного блока соединен с локальным устройством обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов главного блока для формирования данных места главного блока и для формирования объединенных данных из данных места главного блока и принятых данных.

84. Система по п.81, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один из блоков контроля включает соответствующий приемник для ретрансляции данных от другого из блоков контроля.

85. Система по п.81, отличающаяся тем, что указанные данные включают исходные необработанные данные.

86. Система по п.81, отличающаяся тем, что
каждое из локальных устройств обнаружения разливов нефти или нефтепродуктов включает второй датчик; и
каждый из блоков управления блоков контроля соединен с первым и вторым датчиками соответствующего локального устройства обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов для
приема сигналов исходных необработанных данных от первого и второго датчиков соответствующего локального устройства обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов; и
объединения сигналов исходных необработанных данных на уровне пикселей или на уровне признаков для формирования объединенных данных.

87. Система по п.86, отличающаяся тем, что блок управления главного блока также соединен с беспроводным приемником для объединения, по меньшей мере, объединенных данных, поступающих от блоков контроля, для формирования объединенных данных.

88. Система по п.87, отличающаяся тем, что объединенные данные, формируемые блоком управления главного блока, включают отчеты, относящиеся к конкретным областям.

89. Система по п.83, отличающаяся тем, что
каждое из локальных устройств обнаружения разливов нефти или нефтепродуктов в блоках контроля и главном блоке включает соответствующий второй датчик; и
каждый из блоков управления в блоках контроля и главном блоке соединен с первым и вторым датчиками соответствующего локального устройства обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов для
приема сигналов исходных необработанных данных от первого и второго датчиков соответствующего локального устройства обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов; и
объединения сигналов исходных необработанных данных на уровне пикселей или на уровне признаков для формирования объединенных данных; и
блок управления главного блока также соединен с беспроводным приемником для объединения объединенных данных, поступающих от блоков контроля и главного блока, для формирования объединенных данных.

90. Система по п.81, отличающаяся тем, что каждый из первых датчиков включает радиометрический СВЧ датчик.

91. Система по п.81, отличающаяся тем, что
каждое из локальных устройств обнаружения разлива нефти или нефтепродуктов включает второй датчик;
каждый из первых датчиков включает радиометрический СВЧ датчик; и
каждый из вторых датчиков включает, по меньшей мере, один из следующих датчиков: маломощный радиолокатор Х-диапазона, инфракрасный/ультрафиолетовый датчик или блок лидара.