Область техники
[0001] Настоящее изобретение относится к способу и системе для повышения эффективности работы трубопровода. В частности, настоящее изобретение направлено на создание способа и динамической логической системы для контроля работы трубопроводной сети в реальном времени, генерации сигнала тревоги в ответ на различные уровни дестабилизирующих операций трубопровода и для управления работой трубопровода в ответ на них. В частности, настоящее изобретение относится к способу и динамической системе для контроля трубопровода, обнаружения и отчета о дестабилизирующих эксплуатационных событиях, включая, не ограничиваясь этим, возможные события разрыва трубопровода, на основе обнаруженных гидравлических реакций внутри трубопроводной сети. Настоящее изобретение также относится к способу и системе для контроля генерации сигнала тревоги в ответ на обнаруженные дестабилизирующие события. Настоящее изобретение также относится к системе для поддержания стабильной работы трубопровода, контроля потенциальных дестабилизирующих событий и точного определения их местоположения для принятия достаточных мер для устранения или предотвращения катастрофического дестабилизирующего события (например, утечки, разрыва или отказа оборудования). Настоящее изобретение также относится к способу и системе для диагностики дестабилизирующих событий.
Уровень техники
[0002] Трубопроводы используются для эффективной транспортировки текучей среды из одного места в другое и обычно имеют большую протяженность. Обычно для обеспечения целостности трубопровода осуществляют контроль трубопроводов и управление ими. Обычно это осуществляют из главного центра управления, где производят контроль и управление в отношении параметров установки оборудования и измеряемых параметров. Утечки можно обнаружить путем измерения различных параметров, в частности расхода и давления. Этот контроль зависит от вычисления массы содержимого трубы (текучей среды) и наблюдения в течение некоторого промежутка времени, меняется ли содержимое трубы так, как характерно для случая, когда текучая среда покидает трубу в неизвестном месте, возможно, через разрыв в трубопроводе. Влияние утечки на измеряемые параметры и, таким образом, на рассчитанную массу текучей среды внутри трубы математически связано с массой текучей среды, покидающей трубу через разрыв. При использовании известных способов большие разрывы можно обнаружить за относительно короткое время. Однако для обнаружения малых разрывов, если их вообще удается обнаружить, требуются более продолжительные периоды времени для накопления необходимых рассогласований объема, которые указывают на избыточный дисбаланс измерения системой, в результате которого может произойти большая утечка текучей среды из системы в окружающую среду. Эти системы зависят от алгоритма балансировки, который определяет, покидает ли текучая среда трубопровод в неизвестном месте, т.е. имеется ли разрыв. Очевидно, что в этих известных системах прежде, чем можно будет обнаружить разрыв, требуется, чтобы через разрыв вытек значительный объем текучей среды. Это может привести к значительному воздействию на окружающую среду в области, окружающей разрыв, поскольку обычные системы косвенного измерения являются довольно медленными по отношению к скорости текучей среды и последующему падению давления в сегментах после событий разрыва в замкнутых гидравлических сетях, находящихся под давлением.
[0003] Вычисление массы содержимого в трубе осуществляется с множеством погрешностей (например, из-за ошибки измерения массы текучей среды на входе и выходе трубы, неточного знания изменений в физическом пространстве внутри трубы вследствие колебаний температуры стенок трубопровода и недостатка знания фактических температур и давлений внутри трубопровода, правильности калибровки и/или конфигурации преобразователя).
[0004] С использованием существующих способов можно определить приблизительное местоположение разрыва в трубопроводе для случая больших разрывов путем проверки влияния разрыва на расход и давление в тех местах, где доступны измерения. Определение местоположения разрыва в существующих способах обладает некоторыми возможными неточностями, связанными с системой измерения и параметризацией, конфигурацией и калибровкой вспомогательной инструментальной системы. Поскольку объем текучей среды, вытекающей через разрыв, составляет малую часть расхода текучей среды в трубопроводе, влияние вытекающей текучей среды находится ниже точности, с которой обычно измеряют параметры, необходимые для вычисления местоположения. Кроме того, существующие системы косвенного измерения массы часто функционируют внутри нелинейных диапазонов работы оборудования, что снижает возможность обнаружения утечки.
[0005] Необходимы система и способ для быстрого обнаружения и точного предсказания местоположения дестабилизирующего события в трубопроводной сети. Ранее были предприняты попытки разработки систем, которые более эффективны в идентификации разрывов, чем описанные выше, но эти системы идентифицируют только утечки и разрывы, а не дестабилизирующие события. Дестабилизирующие события могут не являться утечкой или разрывом, но они влияют на работу трубопровода. Однако эти системы сравнивают обнаруженные условия с предварительно идентифицированными хранящимися профилями утечек. Эти системы не идентифицируют нестабильные операции, которые не являются утечками или разрывами, и местоположения этих нестабильных операций или источника (источников) проблемы. Эти системы как таковые не являются динамическими и не отвечают адекватно на аномальные изменения в работе трубопроводной сети, которые не указывают на наличие утечки или разрыва.
[0006] В патенте США №5361622, автор Уолл, раскрыты устройство и способ обнаружения утечек в трубопроводе. Уолл использует преобразователь для измерения мгновенного давления в трубопроводе. Уолл использует компьютер для сравнения скорости изменения измеренного давления в последовательные заранее заданные и фиксированные временные интервалы в изолированных узлах. Компьютер сравнивает измеренную скорость изменения с заранее заданным полным изменением указанного параметра в этом узле. Когда измеренная скорость изменения превышает заранее заданное максимальное полное изменение, включается сигнал тревоги, указывающий на возможность утечки или разрыва. Однако эти максимальные значения не изменяются и не регулируются в зависимости от вариаций в работе трубопровода. Решение, предложенное Уоллом, не способствует определению местоположения утечки или разрыва, поскольку его анализ зависит от места. В решении, предложенном Уоллом, обеспечивается локальный или изолированный анализ в выбранных точках внутри трубопровода. В решении, предложенном Уоллом, выявленные изменения не подтверждаются какими-либо изменениями, возникающими в других узлах. Отсутствие подтверждения приводит к большей вероятности выдачи ложных сигналов тревоги.
[0007] В патенте США №5388445, авторы Уолтерс и др., раскрыты способ и устройство для обнаружения фронта волны, обусловленного началом утечек или других нестационарных событий в трубопроводе. Уолтерс стремится обнаружить перемещающийся значительный фронт волны в среде трубопроводов с высоким уровнем шума и точно измерить его амплитуду и время прихода. Уолтерс раскрывает обнаружение фронта волны, указывающего на наличие нестационарного события, происходящего в трубопроводе, по измерению параметра, связанного с давлением текучей среды в трубопроводе, измерительным прибором, который помещен в данную точку в трубопроводе, и вывода аналогового сигнала, пропорционального давлению. Обнаружение времени прихода фронта волны может использоваться непосредственно для подачи сигнала тревоги. Амплитуду можно использовать для обнаружения местоположения и/или размера утечки. Однако Уолтерс не предлагает средства для отбрасывания (i) внешних влияний на трубопровод, которые могут привести к созданию фронта волны, но не являются утечками, или (ii) внутренних влияний, таких как изменение вязкости или операции подъема колонны из скважины внутри трубопровода, которые также могут привести к созданию фронта волны, но не являются утечками. Модель, используемая Уолтерсом, является фиксированной моделью. Она не приспосабливается, т.е. не "обучается" на основе изменения работы трубопровода и внешних влияний; она основана на фиксированном опорном событии для определения утечек. Соответственно, система, раскрытая Уолтерсом, предрасположена к ложным указаниям на утечку. Кроме того, Уолтерс наблюдает измерения, полученные в течение фиксированного временного окна, и не объясняет события, которые могут начаться во время одного окна и закончиться во время другого окна. Соответственно, система может оказаться не в состоянии обнаружить утечку, и она не пытается идентифицировать или диагностировать дестабилизирующие события, которые не являются утечками, но которые могут неблагоприятно влиять на эффективность работы трубопроводной сети или ее безопасность.
[0008] В патенте США №5428989, авторы Джерд и др., раскрыты способ и устройство для обнаружения и характеризации утечки с использованием изменения давления. В решении, предложенном Джердом, используется множество станций контроля давления, размещенных вдоль трубопровода на известных расстояниях друг от друга. Станции генерируют сигнал времени прихода, когда обнаружен фронт волны давления. Система может определить, соответствуют ли сигналы времени прихода от множества станций контроля одному и тому же событию.
[0009] В патентах США №6389881 и №6668619, авторы Янг и др., раскрыт акустический способ и устройство для обнаружения и локализации утечек в трубопроводе. В системе Янга для обнаружения утечек используется акустический сигнал, генерируемый событием утечки в трубопроводе. Система требует использования нестандартных специализированных компонентов, установленных в выбранных местах в трубопроводе. Для снижения вероятности подачи ложного сигнала тревоги и повышения точности локализации утечки используется фильтр сопоставления с образцом, в котором сравниваются акустические волны, генерируемые утечкой, с хранящимися записанными ранее сигнатурами профилей утечки. Для точного определения местоположения утечки Янг использует временную метку акустического сигнала. Система "слушает" акустические волны, чтобы определить, имеется ли утечка. События нормальной работы (такие как запуск насоса и т.д.) и изолированные события (такие как удар частью оборудования по трубопроводу) могут генерировать акустический сигнал, который проходит через трубопровод, но не волну давления, характерную для утечки. Поэтому система Янга более предрасположена к выдаче ложных сигналов тревоги.
[0010] В патенте США №6970808 раскрыт способ обнаружения и локализации утечек в трубопроводной сети с использованием в реальном времени модели потока, которая описывает поведение потока для стационарного и/или нестационарного состояния, которые соответствуют отсутствию и наличию модельных утечек в трубопроводной сети. Предложена детерминированная модель для оценки состояния утечки и/или состояния отсутствия утечки в трубопроводной сети с использованием детерминированных критериев.
[0011] Эти известные системы не являются упреждающими системами, а являются по своей природе реагирующими и полагаются на сравнение данных предыстории или заранее заданных результатов для определения утечки. После каждого обнаружения потенциальной утечки эти известные системы по существу возвращаются к первоначальному порогу. Пороги в таких системах не масштабируются заново в режиме реального времени для учета нормальных изменений в работе трубопровода. Обычно эти пороги высоки, поэтому небольшие изменения вследствие малых утечек не обнаруживаются. Эти известные системы при определении наличия утечки или разрыва не опираются на текущую работу трубопровода, что может потребовать дополнительных действий, и не выполняют шагов подтверждения, чтобы подтвердить дестабилизирующее событие, а также не диагностируют источник дестабилизирующего события (например, ошибка процесса, сбой оборудования). Эти системы не производят непрерывной подстройки порогов обнаружения для учета различных нормальных эксплуатационных режимов трубопроводных сетей. Хотя требуется поддерживать стабильное давление и стабильный поток через трубопроводную сеть, обычно имеют место изменения давления и потока вследствие изменения вязкости различных текучих сред, протекающих через сеть, сбоя оборудования и т.д. Эти известные системы не способны учитывать такие вариации в работе трубопровода. Поэтому такие известные системы могут генерировать значительное количество сигналов тревоги, указывающих на потенциальную утечку. Каждый из этих сигналов тревоги требует от оператора трубопровода некоторых действий. Необходима динамическая логическая система, которая точно реагирует на меняющиеся условия работы в трубопроводной сети, точно выявляя дестабилизирующие события, включая утечки и разрывы, и в то же время минимизируя выдачу ложных сигналов тревоги. Кроме того, необходима система, которая эффективно управляет генерацией сигналов тревоги.
Сущность изобретения
[0012] В одном из аспектов настоящего изобретения предлагаются способ и динамическая система для контроля трубопроводной сети для выявления возможных дестабилизирующих событий в трубопроводной сети. Настоящее изобретение предназначено для использования в различных трубопроводных сетях и не ограничено только сетями, используемыми для транспортировки нефти, сжиженного газа, газа или продуктов, полученных из них. Способ и соответствующая система рассчитаны для использования в трубопроводных сетях, включая, не ограничиваясь этим, сети, связывающие один или более из следующих элементов: нефтеперерабатывающий завод, нефтехимические предприятия, насосные станции, хранилища, распределительные терминалы, буровые станции, морские терминалы и морские буровые платформы. Подразумевается, что настоящее изобретение может быть использовано в любой среде, где жидкость или другая текучая среда транспортируется через трубопровод (например, в системе водоснабжения, на предприятиях пищевой промышленности и т.д.).
[0013] Согласно одному из аспектов настоящего изобретения, способ может включать обнаружение одной или более волн давления внутри трубопроводной сети в заранее заданных местах в трубопроводной сети и определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления. Дестабилизирующие события могут варьироваться от утечки или разрыва трубопровода до отказа компонента в системе (например, насоса, клапана или другого оборудования, относящегося к работе трубопровода), ошибок процесса, которые могут относиться к ошибкам оператора (например, неправильное место установки управляющего клапана или ошибка в регулировке переменной частоты привода) или неправильной работы трубопровода. Дестабилизирующие события имеют различную степень критичности (при этом потенциальная утечка или разрыв имеют наивысший уровень критичности). Тем не менее, каждое дестабилизирующее событие требует определенного уровня внимания. Если низкий уровень критичности дестабилизирующего события продолжается и не предпринимаются меры исправления, эффективная работа трубопровода может быть нарушена, что приводит к потенциальному нарушению безопасной работы (например, недостаточное поступление текучей среды в насос трубопровода, превышение давления в трубопроводе, отказ компонентов и т.д.). Принятие мер для стабилизации дестабилизирующего события позволяет предотвратить возможные разрывы и утечки, сохранить стабильную работу, восстановить эффективную работу трубопровода, предотвратить повреждение оборудования и увеличить срок службы трубопровода (путем снижения деформаций и износа трубопровода).
[0014] В одном из аспектов настоящего изобретения обнаружение волн давления внутри трубопроводной сети происходит с самой высокой разрешенной частотой выборки или предельной частотой выборки для датчика давления, связанного с трубопроводом. Выборку производят с использованием существующего трубопроводного оборудования, и не требуется размещения дополнительного или специального оборудования на трубопроводе для обнаружения события. Для определения наличия дестабилизирующего события в трубопроводной сети выборку повторяют. Определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаружение волн давления может включать выявление вариаций в обнаруженных волнах давления. Это может включать использование системы SCADA для определения, имеется ли внутри трубопроводной системы быстрое падение давления с характеристикой последующего падения давления в сегменте, соответствующей событиям утечки в гидравлической сети, находящейся под давлением. Способ предпочтительно включает определение, превышает ли выявленная вариация допустимое стандартное отклонение. В отличие от известных систем, использование в рамках настоящего изобретения стандартного отклонения учитывает меняющиеся режимы работы трубопровода (например, режим перекачки, в котором текучую среду в трубопроводе передают из одного конца в другой, а также забирают в промежуточных точках, и режим без промежуточного хранения, в котором в промежуточных точках не производят отбора текучей среды, и т.д.). Известные системы основаны на фиксированном пороге. Когда порог превышен, выдается сигнал тревоги. Согласно одному из аспектов настоящего изобретения порог меняют с учетом изменений эксплуатационных условий вследствие изменений режимов работы, изменений в работе вследствие обычных шумов, температуры, различных типов текучих сред (например, бензина или дизельного топлива) и местоположения трубопровода (например, на земле, под землей, под водой). Порог может быть увеличен или уменьшен в зависимости от известных эксплуатационных условий или событий. Например, порог может быть увеличен в ответ на включение или выключение насоса или другого трубопроводного оборудования. Увеличение порога предотвращает идентификацию допустимого для работы дестабилизирующего события, которое может быть обусловлено исключительно запуском компонента. Когда насос выключают и стабильность вновь восстановлена, порог можно уменьшить или повторно настроить от переходных шумов к обычным шумам в стабильном состоянии, что позволяет производить более точный контроль системы для обнаружения недопустимых для работы дестабилизирующих событий. Это позволяет обнаружить дестабилизирующие события, которые могли быть не обнаружены, если бы порог сохранялся постоянным. При использовании стандартного отклонения можно проанализировать сообщенное быстрое падение давления и определить, возникло ли оно из-за известных процессов при работе трубопровода или относится к потенциальной утечке или другому дестабилизирующему событию. Наличие быстрого падения давления указывает на утечку или разрыв. Когда трубопровод погружен в воду, может иметь место рост давления в противоположность спаду давления из-за воды, поступающей в трубопровод. Производят сравнение времени сообщаемых реакций давления и времени недавних действий в работе трубопровода для определения, обусловлены ли при известных линейных расстояниях в трубопроводе разности времени между действием и обнаружением ответной реакции давления нормальной работой трубопровода, путем сравнения времени, скорости и вычисленного расстояния с известными параметрами трубопровода и характеристиками распространения волны в текучей среде. Обнаруженный импульс давления для дестабилизирующего события перемещается через трубопровод быстрее, чем для нормального профиля потока текучей среды в сети.
[0015] Согласно другому аспекту настоящего изобретения способ контроля трубопроводной сети может включать определение местоположения возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления. О наличии и местоположении возможного дестабилизирующего события можно сообщить одному или более операторам трубопроводной сети. Если дестабилизирующее событие имеет высокий уровень, оператор принимает соответствующие меры (например, выключает насос, регулирует установленные параметры, работу клапанов, перекрывает систему) для минимизации потерь текучей среды из системы и воздействия на окружающую среду. Обнаружение волн давления внутри трубопроводной сети происходит через периодические интервалы времени. Определение местоположения возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления может включать идентификацию того, какие заранее заданные местоположения дестабилизирующего события (например, разрыва), указывающие реакцию давления, обнаружены в первое время обнаружения, затем идентификацию того, какие заранее заданные местоположения обнаруженной волны давления обнаружены во второе время обнаружения, и определение местоположения возможного дестабилизирующего события на основе местоположений волны давления, обнаруженной в первое время обнаружения и во второе время обнаружения. Анализируют множество совпадающих во времени реакций давления для определения вероятного местоположения инцидента, обусловившего эту реакцию давления. Для достоверности хронологию обнаруженных реакций сравнивают с известными параметрами рассматриваемой трубопроводной системы и параметрами жидкости или жидкого продукта внутри трубопровода.
[0016] Согласно другому аспекту настоящего изобретения способ контроля трубопроводной сети может включать определение достоверности возможного дестабилизирующего события и представление отчета о наличии, потенциальной причине, местоположении и достоверности возможного дестабилизирующего события одному или более операторам трубопроводной сети. Достоверность возможного дестабилизирующего события может включать сравнение определения возможного дестабилизирующего события на основе обнаруженных волн давления с одним или более обнаруженными эксплуатационными условиями в трубопроводной сети в настоящее время. Способ может включать определение по меньшей мере одной корректирующей меры в ответ на обнаруженное дестабилизирующее событие и представление отчета по меньшей мере об одной корректирующей мере оператору трубопроводной сети и/или автоматическое выполнение по меньшей мере одной корректирующей меры.
[0017] В другом аспекте настоящего изобретения предлагается система для контроля трубопроводной сети для обнаружения в ней дестабилизирующих событий. Трубопроводная сеть может включать первое оборудование, второе оборудование, по меньшей мере один трубопроводный сегмент, соединяющий первое оборудование и второе оборудование с возможностью протекания текучей среды между первым оборудованием и вторым оборудованием, и по меньшей мере одну насосную станцию (которая может включать набор насосов), связанную по меньшей мере с одним трубопроводным сегментом. В объеме настоящего изобретения находятся различные виды оборудования, включая, не ограничиваясь этим, нефтеперерабатывающий завод, нефтехимические предприятия, насосные станции, хранилища, распределительные терминалы, буровые станции и морские буровые платформы. Например, трубопровод может проходить от нефтеперерабатывающего завода до распределительного терминала, морской буровой платформы или терминала к береговому хранилищу или обрабатывающему или нефтеперерабатывающему заводу. Сеть не ограничена двумя объектами оборудования. В рамках настоящего изобретения находятся различные комбинации и различное количество объектов оборудования и трубопроводных сегментов. Каждая насосная станция предпочтительно включает по меньшей мере один насос. Насосные станции могут включать насос центробежного типа или набор насосов, предназначенных для забора текучей среды с требуемыми давлением и скоростью из расположенного в направлении вверх по течению трубопроводного сегмента и нагнетания текучей среды в расположенный в направлении вниз по течению трубопроводный сегмент с требуемыми давлением и скоростью. Система для контроля включает множество датчиков давления, предназначенных для обнаружения наличия одной или более волн давления внутри трубопроводной сети. Каждый датчик давления предпочтительно является существующим датчиком давления, связанным с трубопроводом. Множество датчиков давления предпочтительно включает пару датчиков давления для каждой насосной станции. Первый датчик из пары датчиков давления расположен с одной стороны насоса или набора насосов, а второй датчик из пары датчиков давления расположен с противоположной стороны насоса или набора насосов. Каждый датчик давления способен обнаружить одну или более волн давления внутри трубопроводной сети. Система для контроля дополнительно включает множество удаленных устройств контроля, функционально связанных с первым оборудованием, вторым оборудованием и по меньшей мере одной насосной станцией. Удаленные устройства контроля осуществляют контроль работы трубопроводной сети и собирают эксплуатационные данные трубопроводной сети из датчиков и других устройств контроля. Каждый из множества датчиков давления функционально связан по меньшей мере с одним удаленным устройством контроля. Система для контроля дополнительно включает блок управления, функционально связанный с множеством удаленных устройств контроля, для управления работой трубопроводной сети на основе сигналов, принятых из множества удаленных устройств контроля. Блок управления обнаруживает наличие возможных дестабилизирующих событий и определяет местоположение таких возможных дестабилизирующих событий в трубопроводной сети на основе обнаруженных волн давления. Это выполняется с помощью быстродействующих синхронизированных во времени массивов полевых датчиков давления и процессоров.
[0018] Блок управления включает оптимизатор, работающий в реальном времени. Такой оптимизатор определяет наличие дестабилизирующего события в трубопроводной сети на основе обнаруженных волн давления. Кроме того, такой оптимизатор определяет в реальном времени, имеются ли вариации в обнаруженных волнах давления и превышает ли каждая вариация или набор вариаций допустимое стандартное отклонение (по отношению к эмпирически определенному поведению нормальной трубопроводной системы для текущего режима) или другой статистический параметр для сравнения (например, положительную или отрицательную скорость уменьшения давления в сети). Кроме того, оптимизатор, работающий в реальном времени, может подтвердить и определить достоверность возможного дестабилизирующего события путем сравнения возможного дестабилизирующего события, определенного на основе обнаруженных волн давления, с одним или более эксплуатационными условиями в трубопроводной сети, обнаруженными множеством удаленных устройств контроля. Оптимизатор, работающий в реальном времени, определяет местоположение дестабилизирующего события в трубопроводной сети на основе местоположения датчиков давления, которые обнаружили волну давления в виде конкретной реакции и фактического гидравлического поведения трубопроводной системы в реальном времени по отношению к эмпирически определенному приемлемому гидравлическому профилю.
[0019] Блок управления может идентифицировать меры исправления, соответствующие дестабилизирующему событию, включая, не ограничиваясь этим, изменение эксплуатационных параметров, сброс оборудования в исходное состояние, уведомление оператора, контролирующего работу трубопровода и/или проверку технического состояния оборудования в ответ на определение того, что имеет место дестабилизирующее событие. Когда обнаружены разрыв или утечка, блок управления может опознать или автоматически выполнить меры исправления для минимизации потерь текучей среды из системы. Эти меры могут включать, не ограничиваясь этим, выключение насосов для снижения вытекающего потока, временное перекрытие трубопровода, отведение потока внутри трубопровода и изолирование места утечки.
[0020] В другом аспекте настоящего изобретения предлагается система для эффективного управления выдачей сигналов тревоги для уменьшения количества ложных сигналов тревоги. Во время нормальной работы трубопроводной сети генерируются различные стационарные и переходные профили давления, которые не относятся к дестабилизирующему событию, но, тем не менее, создают такую активность в отношении давления, которая приводит к генерации сигнала тревоги. Они могут быть отнесены к нормальной работе трубопровода и могут указывать на изменения эксплуатационного режима и/или изменения эксплуатационных событий. Например, изменение эксплуатационного режима из режима транспорта без промежуточного хранения в режим с промежуточным хранением может привести к образованию волны давления внутри сети, вызывающей сигнал тревоги. Аналогично, нормальная работа насосных блоков внутри сети (то есть включение насосов, их выключение или подстройка частотно-регулируемого привода) может привести к образованию волны давления внутри сети, вызывающей сигнал тревоги. Эти волны давления отражают нормальную работу трубопровода, но могут порождать сотни ложных тревог ежедневно. Динамическая природа системы согласно настоящему изобретению обеспечивает эффективное управление выдачей сигналов тревоги, что уменьшает вероятность возникновения ложных сигналов тревоги. Это уменьшение вероятности возникновения ложных сигналов тревоги дает оператору трубопровода больше времени для реагирования на действительные сигналы тревоги, а также повышает внимательность оператора к действительным сигналам тревоги.
[0021] В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предлагаются способ и система для управления генерацией сигналов тревоги для возможных дестабилизирующих событий в трубопроводной сети. Система предпочтительно реализует предлагаемый способ. Способ включает обнаружение одной или более волн давления в заранее заданных местах внутри трубопроводной сети, автоматическую подстройку заранее заданного порога стабильной работы для трубопроводной сети в заранее заданных местах на основе по меньшей мере одного из следующего: эксплуатационный режим трубопроводной сети, текущие эксплуатационные условия в трубопроводной сети и текущие эксплуатационные события в трубопроводной сети, и определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети путем определения, превышают ли обнаруженные волны давления подстроенный заранее заданный порог стабильной работы. В ответ на это определение способ включает генерацию сигнала тревоги, указывающего на возможное наличие дестабилизирующего события в случае, когда обнаруженные волны давления превышают подстроенный заранее заданный порог стабильной работы. Определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления может включать выявление вариаций обнаруженных волн давления и определение, превышает ли выявленная вариация допустимое стандартное отклонение. Допустимое стандартное отклонение может быть эмпирически определенным стандартным отклонением. Способ может включать определение, имеет ли место характеристика последующего падения давления после выявления вариации обнаруженных волн давления. Если такая характеристика присутствует, генерируют сигнал тревоги, указывающий на наличие утечки.
[0022] В другом аспекте настоящего изобретения предлагается система контроля для обнаружения дестабилизирующих событий в трубопроводной сети и диагностирования дестабилизирующих событий для идентификации (i) местоположения дестабилизирующего события и (ii) выявления потенциальных причин и мер исправления и/или коррекции для этого дестабилизирующего события. Система особенно полезна при диагностировании дестабилизирующих событий как высокого уровня, так и низкого уровня, чтобы можно было осуществить корректирующие меры для минимизации любых длительных вредных воздействий на трубопроводную сеть и быстро вернуть сеть к стабильной работе.
[0023] Согласно другому аспекту настоящего изобретения предлагается система контроля трубопровода, которая диагностирует потенциальный источник дестабилизирующих событий. Система включает блок управления, который диагностирует потенциальную причину обнаруженного дестабилизирующего события путем сравнения характера обнаруженного дестабилизирующего события с использованием диагностической подпрограммы на основе экспертного анализа по меньшей мере с одним из следующего: предыдущие дестабилизирующие события, текущий эксплуатационный режим трубопроводной сети, текущие эксплуатационные условия в трубопроводной сети и текущие эксплуатационные события в трубопроводной сети. Блок управления может идентифицировать меры исправления для изолирования или коррекции возможного дестабилизирующего события в ответ на определение того, что возможное дестабилизирующее событие имеет место. Затем блок управления может сообщить о мерах исправления оператору трубопроводной сети. Блок управления также может автоматически выполнить меры исправления.
Краткое описание чертежей
[0024] Рассмотренные выше и другие преимущества предлагаемого технического решения станут понятными из последующего подробного описания со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых одинаковыми позициями обозначены одинаковые элементы, при этом:
[0025] на фиг.1 показан пример трубопроводной сети в соответствии с некоторыми аспектами предлагаемого технического решения;
[0026] на фиг.2 показан вариант выполнения центра управления, изображенного на фиг.1, в соответствии с аспектами предлагаемого технического решения;
[0027] на фиг.3 показан пример волны давления, обусловленной разрывом в трубопроводной сети на фиг.1;
[0028] на фиг.4 показан пример последовательности операций для одного из аспектов настоящего изобретения;
[0029] на фиг.5 показан пример экрана дисплея, демонстрируемого оператору трубопровода в центре управления, показанном на фиг.1, в соответствии с некоторыми аспектами предлагаемого технического решения.
Подробное описание изобретения
[0030] В последующем подробном описании изобретение будет раскрыто на примерах предпочтительных вариантов его выполнения. Однако несмотря на то, что последующее описание специфично для конкретного варианта выполнения настоящего изобретения или конкретного использования изобретения, подразумевается, что такое описание является только иллюстративным. Соответственно, изобретение не ограничено конкретными вариантами его выполнения, описанными ниже, а включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, находящиеся в пределах объема приложенной формулы изобретения.
[0031] Настоящее изобретение относится к системе и способу для обнаружения возникновения дестабилизирующих событий в одной или более трубопроводных сетях. Термин "дестабилизирующее событие (события)" охватывает любое событие или действие, включая, не ограничиваясь этим, утечки, разрывы, отказы оборудования, сбои оборудования, ошибки в процессе и т.д., которое может оказывать неблагоприятное воздействие на стабильную работу трубопроводной сети. В частности, совместно с блоком диспетчерского управления и сбора данных (SCADA, Supervisory for Control And Data Acquision) используется оптимизатор, работающий в реальном времени (RTO, real-time optimizer), для обнаружения дестабилизирующих событий в трубопроводе путем обнаружения реакций давления внутри трубопровода, сравнения этих реакций с эмпирически определенными допустимыми параметрами для текущего режима работы трубопровода, устранения таких реакций, обусловленных известными событиями в трубопроводе, использования способа гидролокации для определения того, где возникли реакции давления, и оценки других эксплуатационных данных в реальном времени для подтверждения возникновения разрыва. Оптимизатор RTO является системой управления на основе алгоритма экспертного анализа, которая предназначена для оптимизации безопасности и минимизации воздействия на окружающую среду со стороны трубопровода из-за дестабилизирующих событий, а также для эффективного управления генерацией сигналов тревоги. Для повышения эффективности обнаружения дестабилизирующих событий в трубопроводах оптимизатор RTO анализирует согласованные эксплуатационные данные или данные в реальном времени, поступающие из блока SCADA. В результате этого анализа, если возможное дестабилизирующее событие обнаружено, посредством блока SCADA генерируется сигнал тревоги для уведомления оператора трубопроводной сети. Информация, используемая для оценки возможности разрыва, может быть предоставлена оператору графически, в виде звуков или посредством текста, а также в виде любой их комбинации. Предлагается, что система может рекомендовать или автоматически выполнить меры исправления для минимизации воздействия дестабилизирующих событий на трубопроводную систему и возврата трубопроводной сети к стабильной работе.
[0032] Обратимся к фиг.1, на которой показана трубопроводная сеть 100 в соответствии с некоторыми аспектами настоящего изобретения. В трубопроводной сети 100 текучая среда, например один или более текучих продуктов (например, нефть, газ и продукты, полученные из них), транспортируются из первого оборудования 102 через различные трубопроводные сегменты 104 и насосные станции 106а-106n по меньшей мере во второе оборудование 108. Первое оборудование 102 и второе оборудование могут быть любым оборудованием, связанным с производством, обработкой и транспортировкой нефти, газа и/или продуктов, полученных из них, включая, не ограничиваясь этим, фонтанную арматуру нефтяного месторождения, наземные объекты, распределительные установки, заводы для обработки нефтеносного песка или аналогичное оборудование, морские буровые платформы, морские распределительные или транспортные терминалы, нефтеперерабатывающие заводы, нефтехимические производства и т.д. Трубопроводные сегменты 104 могут включать трубчатые элементы для транспортировки через них текучих продуктов. Следует отметить, что n может быть любым целым числом и что этот вариант выполнения настоящего изобретения представлен просто в качестве примера. Например, другие варианты выполнения настоящего изобретения могут включать одну или более разрезов скважины или нагнетательных скважин, ответвлений трубопровода, а также любое количество промежуточных насосных станций. Настоящее изобретение предназначено для использования в различных типах трубопроводных сетей с одним или более ответвлениями.
[0033] Насосные станции 106а-106n включают один или более насосов 110а-110n, один или более датчиков 112а-112n и/или один или более измерителей 108а-108n. Насосы 110а-110n могут включать один или более синхронных электронасосов, насосов с частотно-регулируемым электроприводом (VFD, variable frequency drive) и/или аналогичных устройств. Датчики 112а-112n давления предпочтительно расположены как в направлении вверх по течению относительно первого насоса 110a-110n, так и в направлении вниз по течению относительно последнего насоса 110а-110n в каждой насосной станции 106а-106n, как показано на фиг.1 и 3. Измерители 108а-108n обычно расположены только там, где текучие продукты входят в трубопроводную сеть 100 или выходят из нее, как показано на фиг.1.
[0034] Для управления и контроля работы трубопроводной сети 100 используются различные устройства на базе процессоров, такие как удаленные устройства 120, 121 и 122а-122n контроля, для сбора и передачи данных об эксплуатационных параметрах, которые включают параметры установки оборудования (например, состояние оборудования и т.д.) и измеряемые параметры (например, давление, температуру, расход и т.д.) трубопроводной сети 100. Удаленные устройства 120, 121 и 122а-122n могут быть программируемыми логическими контроллерами (PLC, programmable logic controller), контроллерами с обратной связью, сумматорами потока, удаленными терминалами (RTU, remote terminal unit), человеко-машинными интерфейсами (HMI, human machine interface), серверами, базами данных и/или комбинацией этих типов систем на базе процессоров. Эти удаленные устройства 120, 121 и 122а-122n могут также включать мониторы, клавиатуру, указательные устройства и другие пользовательские интерфейсы для взаимодействия с оператором.
[0035] Каждое из удаленных устройств 120, 121 и 122а-122n может быть расположено в одном или более из следующего: первое оборудование 102, насосные станции 106а-106n и второе оборудование 108 для сбора из датчиков 112 эксплуатационных данных, таких как эксплуатационные параметры или телеметрические данные из оборудования и/или измерителей 108а-108n, связанных с трубопроводной сетью 100. Управляющие сигналы из оборудования (например, насосов 110а-110n и/или измерителей 108а-108n) и датчиков 112а-112n могут быть ограничены расстоянием, на которое эти управляющие сигналы могут быть переданы коммутатором или преобразователем, которые являются частью оборудования или измерителя 108а-108n. Как таковое, каждое из удаленных устройств 120, 121 и 122а-122n может работать в качестве центральной станции для сбора данных из одной конкретной насосной станции 106а-106n или другого трубопроводного оборудования. Например, эксплуатационные параметры могут включать данные о скорости вытягивания, состоянии насоса, состоянии инжектора добавок для уменьшения вязкости (DRA, drag reducer additive), состоянии клапана, скорости введения добавок DRA, установках частотно-регулируемого привода, расходе в трубопроводных сегментах 104, высоте текучей среды в резервуарах оборудования 102 и 108, температуре текучей среды; давлении в трубопроводных сегментах 104, плотности текучего продукта и/или границе порций перекачиваемого продукта. Удаленные устройства 120, 121 и 122а-122n принимают, обрабатывают и сохраняют различные управляющие сигналы в локальной памяти. При этом эксплуатационными параметрами для каждого местоположения можно эффективно управлять с их последующей передачей в центр 126 управления.
[0036] Удаленные устройства 120, 121 и 122а-122n взаимодействуют с другими устройствами, которые могут быть расположены в одном или более центрах 126 управления, через сеть 124 для дальнейшей обработки эксплуатационных данных. Центры 126 управления могут включать один или более установок оборудования, в которых имеются различные устройства на основе процессоров с приложениями, используемыми для управления оборудованием и датчиками 112а-112n контроля или измерителями 108а-108n, расположенными вдоль трубопроводной сети 100. Центр 126 управления более подробно показан на фиг.2. Поскольку каждое из удаленных устройств 120, 121 и 122а-122n и центров 126 управления может быть расположено в различных географических местах, таких как различные структуры, города или страны, сеть 124 обеспечивает связь между удаленными устройствами 120, 121 и 122а-122n и центрами 126 управления. Сеть 124 может включать различные сетевые устройства (не показаны), например маршрутизаторы, коммутаторы, мосты, а также может включать одну или более локальных сетей, глобальных сетей, серверных сетей, городских сетей или комбинацию сетей различных типов. Специалистам очевидны возможности соединения сети 124 и использование сети 124 удаленными устройствами 120, 121 и 122а-122n и устройствами внутри центров 126 управления.
[0037] На фиг.2 показан центр 126 управления, выполненный согласно аспектам настоящего изобретения. Центр 126 управления используется для контроля и управления оборудованием и датчиками 112а-112n в трубопроводной сети 100. В качестве примера работы, выполняемой центром 126 управления, в Приложении А приведен псевдокод. Центр 126 управления включает блок 202 диспетчерского управления и сбора данных (SCADA, supervisory control and data acquision), связанный с различными управляющими устройствами 214а-214n посредством сети 212. Блок 202 SCADA предоставляет оператору трубопровода доступ к управлению оборудованием в трубопроводной сети 100. Хотя показан один блок 202 SCADA, очевидно, что центр 126 управления может включать один или более локальных или региональных блоков SCADA и один или более главных блоков SCADA для управления локальными блоками SCADA в других архитектурах центра управления.
[0038] Блок 202 SCADA содержит один или более модулей или компонентов, которые выполняют специальные функции для управления транспортировкой текучих продуктов. Например, блок 202 SCADA может включать приложение 204 SCADA, которое включает одну или более программ, процедур, наборов инструкций и/или кодов для управления работой трубопроводной сети 100. Приложение 204 SCADA может включать приложения OASyS DNA компании TELVENT; Ranger компании ABB, Inc; Intellution компании GE, Inc; и/или UCQS компании Control System International (CSI), Inc. Блок 202 SCADA содержит модуль 206 передачи данных и базу 208 данных. Модуль 206 передачи данных содержит набор инструкций, которые управляют связью с другими устройствами (например, запрашивают эксплуатационные параметры из удаленных устройств 120, 121 и 122а-122n в специальные временные интервалы или выдают параметры установки оборудования в устройства 120, 121 и 122а-122n). База 208 данных может представлять собой любой обычный тип машиночитаемого запоминающего устройства, используемого для хранения данных, и может включать жесткие диски, дискеты, компакт-диски и другие оптические носители, магнитную ленту и другие носители, способные хранить эксплуатационные параметры. Приложение SCADA 204 производит анализ эксплуатационных параметров, который может включать преобразование этих эксплуатационных параметров в специальный формат для представления операторам и/или для идентификации условий для выдачи тревоги. Результаты этого анализа, наряду с эксплуатационными параметрами, затем сохраняют в базе 208 данных в качестве эксплуатационных параметров и эксплуатационных отчетов. Затем эксплуатационные параметры и эксплуатационные отчеты могут быть синхронизированы с другими базами данных дополнительных блоков SCADA в других местах.
[0039] Кроме того, эксплуатационные параметры и эксплуатационные отчеты могут быть представлены в устройства на базе процессора, такие как управляющие устройства 214a-214n, через сеть 212, для предоставления оператору данных о работе трубопроводной сети 100 в реальном масштабе времени. Управляющие устройства 214a-214n могут быть компьютерами, серверами, базами данных и/или комбинацией этих типов систем на базе процессора, которые могут также включать устройства отображения (например, мониторы или другие дисплеи), клавиатуру, указательные устройства и другие пользовательские интерфейсы для взаимодействия с оператором. Сеть 212, которая может включать компоненты, аналогичные компонентам сети 124, может быть использована для связи между управляющими устройствами 214а-214n и модулем 206 передачи данных в блоке 202 SCADA. Как правило, сеть 212, которая может содержать различные сетевые устройства (не показаны), может включать одну или более локальных сетей или серверных сетей, но может также включать глобальные сети, городские сети или комбинацию сетей этих различных типов для проведения определенных операций. Специалистам очевидны возможности соединения сети 212 и использование сети 212 управляющими устройствами 214а-214n и блоком SCADA 202.
[0040] Для управления трубопроводной сетью 100 оператор вводит эксплуатационные инструкции в одно из управляющих устройств 214а-214n. Эти эксплуатационные инструкции, которые могут включать параметры установки оборудования, значения расхода или эксплуатационные режимы (то есть, например, режим без промежуточного хранения или режим перекачки), передаются в приложение 204 SCADA через модуль 206 передачи данных в блоке SCADA 202. Блок 202 SCADA хранит эксплуатационные инструкции в базе 208 данных и может синхронизировать эксплуатационные инструкции с другими блоками SCADA. Приложение 204 SCADA анализирует эксплуатационные инструкции и преобразует эксплуатационные инструкции в параметры установки оборудования, которые могут иметь тот же формат или другой формат по сравнению с форматом, который принят удаленными устройствами 120, 121 и 122а-122n. Приложение 204 SCADA преобразует эксплуатационные инструкции из единиц измерения для Оператора в единицы измерения для удаленных устройств 120, 121 и 122а-122n. Затем параметры установки оборудования передают в удаленные устройства 120, 121 и 122а-122n с помощью модуля 206 передачи данных. После принятия параметров установки оборудования удаленные устройства 120, 121 и 122а-122n подтверждают прием и передают параметры установки оборудования, выдавая в оборудование соответствующий управляющий сигнал. Затем параметры установки оборудования (например, для открытия или закрытия устройств регулировки потока, включения или выключения насосов и/или включения или выключения инжекторов DRA для регулировки скорости подачи DRA в трубопроводные сегменты 104) управляют работой соответствующего оборудования.
[0041] Для эффективной работы трубопроводной сети 100 и переноса большого объема текучей среды из одного оборудования 102 в другое оборудование 108 используются насосы 110а-110n для увеличения давления в трубопроводе до уровня, намного превышающего атмосферное давление, окружающее трубопроводные сегменты 104 и насосные станции 106a-106n. Эти разности давления создают напряжения в различных элементах трубопроводной сети 100, в которых находится транспортируемая жидкость. Вследствие этих давлений элементы, в которых имеет место перепад давлений и, в частности, области повышенного риска (из-за коррозии), или трубопроводные элементы, рассчитанные на меньшие нагрузки, могут разорваться, как показано ниже на фиг.3. Кроме того, возможно, что трубопроводное оборудование, имеющееся в насосных станциях и в других местах, может выйти из строя или работать неправильно, что может привести к нестабильным условиям работы, которые могут вызвать возможный разрыв. Кроме того, нестабильная работа может быть результатом неправильных эксплуатационных инструкций, вводимых в одно из управляющих устройств 214 оператором трубопровода или из-за ошибки оператора при подстройке необходимых эксплуатационных инструкций в ответ на изменение режима работы или изменение текучей среды в трубопроводе.
[0042] Когда элемент трубопроводной сети 100 разрывается, давление в месте разрыва 300 быстро меняется по мере того, как первые молекулы текучей среды выталкиваются из трубопровода под действием разности давления. Это изменение давления заставляет меняться давление в текучей среде рядом с разрывом в ответ на начальное изменение давления. Этот эффект перемещается по трубопроводной сети 100 в виде волны давления, ударной волны или звуковой волны 301. Волна 301 давления идет через текучую среду со скоростью, соответствующей скорости звука в этой текучей среде или последовательности текучих сред (газообразных или жидких) вдоль трубопровода, поэтому время прохождения волны 301 давления связано с пройденным расстоянием математическим выражением. Работа насоса 110 или другого компонента трубопровода может создавать волну давления или звуковую волну, которая идет через трубопровод аналогичным образом. Нестабильная работа трубопровода также может привести к созданию волны давления или звуковой волны внутри трубопровода. Такая волна может не иметь столь высокой амплитуды, как волна, обусловленная разрывом.
[0043] Многие из известных технических систем, некоторые из которых описаны выше, предназначенные для обнаружения разрывов в трубопроводной сети, обычно при анализе не используют обнаружение волны давления. Эти системы зависят от алгоритма балансировки, позволяющего определить, покидает ли текучая среда трубопровод в неизвестном месте, для определения того, имеет ли место разрыв. Очевидно, что для таких известных систем, прежде чем может произойти обнаружение разрыва, требуется, чтобы достаточный объем текучей среды вытек из трубы. Это может привести к значительному воздействию на окружающую среду в области, окружающей разрыв, поскольку обычно используемые системы косвенного измерения являются относительно медленными по отношению к скорости волн в текучей среде и последующего падения давления в сегментах, которое следует за событиями разрыва в замкнутых гидравлических сетях, работающих под давлением. Системы, в которых действительно имеет место обнаружение акустических волн, как описано выше, фиксируют только разрывы, но не другие дестабилизирующие события, которые воздействуют на стабильную работу трубопроводной сети.
[0044] Чтобы обеспечить почти в реальном времени обнаружение дестабилизирующего события, включая разрыв 300, и, таким образом, позволить осуществить более быстрые и эффективные действия, используют оптимизатор 210 внутри блока 202 SCADA, работающий в реальном времени (RTO), для анализа эксплуатационных параметров. Это повышает эффективность работы трубопроводной сети 100 в реальном времени и позволяет более эффективно реагировать на дестабилизирующие события.
[0045] Оптимизатор 210 RTO может быть выполнен как одна или более программ, процедур, пакетов программ и/или машиночитаемых инструкций, которые взаимодействуют с блоком 202 SCADA или, более конкретно, с приложением 204 SCADA и базой 208 данных. Оптимизатор 210 RTO может быть написан на любом подходящем языке программирования. Посредством оптимизатора 210 RTO оператору могут быть предоставлены дополнительные функциональные возможности для создания отчетов и других уведомлений (визуальных или звуковых) относительно вызывающих подозрения дестабилизирующих событий в трубопроводе, включая разрывы 300, путем обнаружения и анализа волн 301 давления. Эти уведомления позволят оператору реагировать на дестабилизирующие события высокого уровня и дестабилизирующие события низкого уровня, которые, если их игнорировать, могут привести в конечном счете к дестабилизирующим событиям высокого уровня, включая разрыв.
[0046] Для получения информации о волнах давления для их анализа оптимизатору 210 RTO требуется набор дополнительной информации, которая может быть собрана и обработана удаленными устройствами 120, 121, и 122а-122n. В отличие от известных систем с заранее заданным осуществлением выборки в фиксированные интервалы, осуществление Выборки для волн давления происходит с наивысшей скоростью, допускаемой датчиками давления 112. Это значительно снижает вероятность того, что волна давления окажется необнаруженной. Электрическое представление давления, которое выдается датчиками 112а-112n давления в удаленные устройства 120, 121, и 122а-122n, измеряется и обрабатывается удаленными устройствами 120, 121 и 122а-122n с высокой скоростью (например, каждые 50 миллисекунд). Это отличается от существующих трубопроводов, в которых предыдущие значения обычно отбрасываются, и значения передают в центр 126 управления гораздо реже, например, каждые десять секунд. В результате для реализации системы согласно настоящему изобретению может потребоваться модификация удаленных устройств 120, 121, и 122а-122n, позволяющая им выполнять статистические вычисления на основе значений давления. Более конкретно, может быть вычислено стандартное отклонение для значений давления, собранных в течение короткого временного промежутка (например, в течение 15 секунд). В соответствии с настоящим изобретением вычисляемое стандартное отклонение имеет природу наложения. Например, стандартное отклонение вычисляют с использованием значений давления, собранных между моментами t1 и t5 времени. Следующее стандартное отклонение вычисляют с использованием значений давления, собранных между моментами t2 и t6 времени. Следующее стандартное отклонение вычисляют с использованием значений давления, собранных между моментами t3 и t7 времени. Все последующие отклонения вычисляют аналогичным способом с наложением. В отличие от этого известные системы рассматривали полученную акустическую информацию в фиксированные интервалы (например, от t1 до t5, от t6 до t10, от t11 до t15). При таком обзоре дестабилизирующие события, которые начинаются в один период и заканчиваются в другой период, могут оказаться необнаруженными. Вычисление стандартного отклонения с наложением согласно настоящему изобретению позволяет избежать такой ситуации. Настоящее изобретение не ограничено использованием вычисленных эмпирическим путем стандартных отклонений; для настоящего изобретения также хорошо подходят многочисленные полученные эмпирическим путем определения (которые не основаны на жестких моделях), включая, не ограничиваясь этим, функции производных (1-ая, 2-ая и 3-я производные) и интегральные функции.
[0047] Эксплуатационный параметр устанавливают так, чтобы для полевых устройств 120, 121, и 122а-122n имелось для анализа число, представляющее множитель, который будет применен для расчета стандартного отклонения. Если датчики 112а-112n давления затем сообщают о том, что давление превышает стандартное отклонение, вычисленное с использованием этого множителя, удаленное устройство 120, 121 и 122а-122n декларирует обнаружение волны 301 давления. Обычный гидравлический шум внутри трубопроводных систем производит стандартное отклонение, характерное для типичных режимов работы трубопроводов, в то время как дестабилизирующие события, такие как потеря целостности трубопровода (разрыв), производят другое уникальное стандартное отклонение, отличное от семейства стандартных отклонений в нормальных режимах работы. Аналогично, запуск или остановка насоса или нестабильная работа трубопровода производят другое уникальное стандартное отклонение, отличное от семейства стандартных отклонений в нормальных режимах работы.
[0048] Для согласования волн 301 давления, полученных от различных датчиков 112а-112n давления, важно производить точное измерение времени, которое синхронизировано между всеми удаленными устройствами 120, 121 и 122а-122n в трубопроводной сети 100. Это достигается тем, что в удаленном устройстве 120, 121 и 122а-122n устанавливают приемник и соответствующую дополнительную электронику, обеспечивающую очень точное обновление синхронизации времени с помощью спутниковой передачи, используемой в рамках глобальных систем определения местоположения (Global positioning systems), и передачу этих данных в логический блок удаленного устройства 120, 121 и 122а-122n.
[0049] Как было отмечено выше, волны 301 давления в трубопроводной сети 100 могут быть обусловлены другими причинами, которые относятся к нормальной работе трубопровода, включая, не ограничиваясь этим, запуск и остановку насосов 110а-110n, а также открытие и закрытие клапанов. Важно, что волны давления 301, обусловленные этими событиями, учитывают путем подстройки порога включения сигнала тревоги в режиме реального времени или удаления их из числа тех, которые рассматривают для обнаружения разрыва. Это может быть сделано в удаленном устройстве 120, 121 и 122а-122n для тех событий, которые инициированы тем же самым удаленным устройством 120, 121 и 122а-122n, которое обнаружило указанную волну давления. В удаленное устройство 120, 121 и 122а-122n можно добавить логические схемы, позволяющие запретить обнаружение волны давления в течение определенного промежутка времени после регулировки параметров установки оборудования, которая может приводить к возникновению волны давления. Альтернативно, пороги переключения для дестабилизирующего события могут быть подстроены (то есть подняты или снижены) в ответ на события, связанные с нормальной работой, так чтобы дестабилизирующие события можно было обнаружить и для нормальных эксплуатационных условий.
Возможные более совершенные способы включают характеризацию событий, характерных для нормальной работы трубопровода, при анализе тенденции высокоскоростных изменений и построение сравнительной матрицы характеристик нормальной работы трубопровода, а также путем рассмотрения этих гидравлических сигнатур в сравнении с эмпирически определенными порогами стандартного отклонения, для обеспечения улучшенной дискриминации дестабилизирующих событий от событий нормальной работы трубопровода и обычных шумов. Это обеспечивает эффективный инструмент для управления генерацией сигнала тревоги системой (то есть для устранения ложных тревог).
[0050] Как было отмечено выше, при нормальной работе трубопроводной сети генерируются различные волны давления, которые не относятся к дестабилизирующим событиям, но, тем не менее, создают такое изменение давления, которое может привести к генерации сигнала тревоги. Центр 126 управления и удаленные устройства 120, 121, 122 могут учитывать волны давления, относящиеся к нормальной работе трубопровода. Для сокращения количества ложных тревог эти волны могут быть отброшены путем должной подстройки порогов включения сигналов тревоги. Существующие системы контроля генерируют тысячи тревог за день работы трубопровода. Многие из этих тревог являются ложными, и операторы или расследуют, или игнорируют сигналы тревоги низкого уровня. Это не только уменьшает количество времени, которое оператор тратит по отношению к каждой тревоге, но и способствует тому, что оператор перестает реагировать на тревогу низкого уровня. Отбрасывание волн давления, связанных с известными операциями в трубопроводе, их допускаемых реакций и подстройки порогов срабатывания может быть уменьшено по меньшей мере на 60%, а более предпочтительно - по меньшей мере на 80%. Это представляет значительное уменьшение генерации сигналов тревоги гидравлических систем, что дает оператору больше времени для ответа на действительную тревогу, а также для ответа на тревогу низкого уровня, указывающую на нестабильную работу, прежде чем эта нестабильная работа приведет к тревоге высокого уровня и потенциальному повреждению трубопровода.
[0051] Для предоставления информации об обнаружении волн давления в оптимизатор 210 RTO удаленные устройства 120, 121 и 122а-122n взаимодействуют с модулем 206 передачи данных, приложением 204 SCADA и базой данных 208. Оптимизатор 210 RTO извлекает данные, необходимые для его алгоритмов.
[0052] После того как отчет о волне давления принят, оптимизатор 210 RTO ожидает в течение заранее заданного промежутка времени для конкретного случая работы трубопроводной сети 100, доступности другого отчета о волне давления. Волна давления, обусловленная дестабилизирующим событием, может вызвать более одного отчета о волне давления, а для определения местоположения дестабилизирующего события (событий) необходимо наличие двух или более отчетов. Период времени ожидания определяют путем деления длины трубопровода на скорость звука в текучей среде, содержащейся в трубопроводе.
[0053] Волны давления, обусловленные нормальной работой трубопроводного оборудования, должны игнорироваться оптимизатором 210 RTO. Эти волны давления рассматриваются как "Обычные подозрительные" обнаружения путем рассмотрения их гидравлического характера в качестве нормы или мгновенного маскирования нормальных действий работы трубопроводного оборудования в оптимизаторе 210 RTO. Для этого оптимизатор 210 RTO хранит таблицу со списком различных обычных эксплуатационных действий в трубопроводе и хранит в этой таблице время, в которое волна 301 давления, возникшая в результате такой деятельности, достигает каждого из датчиков 112а-112n давления в трубопроводной сети 100. Оптимизатор 210 RTO должен сравнить каждую из волн 301 давления, о которой сигнализируют датчики 112а-112n давления, с недавним действием в трубопроводе, отбрасывая их из рассмотрения для обнаружения дестабилизирующего события, если время приема указывает на то, что они возникли в процессе работы трубопровода. Конкретные примеры работы оптимизатора 210 RTO по идентификации и обновлению «Обычных подозрительных» обнаружений иллюстрируются на примере псевдокода с заголовком "Обновление обычных подозрительных обнаружений" и "Это обычное подозрительное обнаружение?" в Приложении А. В известных системах сравнивают обнаруженную волну с хранящимися профилями утечек. Однако такие системы обладают ограниченными возможностями, поскольку у каждой утечки может быть уникальный профиль. Поэтому невозможно идентифицировать каждую утечку. В отличие от известных систем, в настоящем изобретении сравниваются волны давления с нормальными эксплуатационными условиями или нормальными эксплуатационными событиями, а не с заранее заданными профилями утечек. Поэтому настоящее изобретение может обнаружить аномальный эксплуатационный режим с более высокой точностью.
[0054] Собрав список волн 301 Давления, которые имели место за время, которое требуется такой волне, чтобы пройти по трубопроводу, оптимизатор 210 RTO должен попытаться идентифицировать пару «образующих вилку» обнаружений волн, то есть два обнаружения волны на различных насосных станциях 106а-106n на каждой стороне разрыва 300. Разрыв будет расположен между этими двумя станциями. Это можно осуществить путем расположения обнаружений в хронологическом порядке и выбора затем первых двух из уникальных станций 106a-106n, учитывая при этом в смешанных сетях любые разности в скоростях звуковых волн в текучих средах по обе стороны от события. Определение того, является ли пара обнаружений «образующей вилку», может быть сделано с использованием следующего уравнения:
Если (t2-t1)<t21,
тогда эта пара «образует вилку»,
где t2 - время второго обнаружения
t1 - время первого обнаружения; и
t21 - время, необходимое для прохождения волны от станции второго обнаружения до станции первого обнаружения.
Таким образом, если разность времени не является достаточно большой для того, чтобы волна 301 переместилась из одной станции 106а-106n в другую, то возникновение волны 301 должно было произойти между этими станциями. Если выбранная пара не является «вилкой», тогда, в свою очередь, нужно исследовать каждую дополнительную пару, чтобы попытаться идентифицировать «вилку».
[0055] Идентификация «образующих вилку» обнаружений волн обеспечивает способ определения местоположения источника волны 301 (или предполагаемого разрыва). Для этого определения можно использовать следующую формулу:
d2=0.5*[d12+(t2-t1)*ws],
где d2 - расстояние от насосной станции 106а-106n, где произошло второе обнаружение, до насосной станции 106а-106n, где произошло первое обнаружение;
t2 - время второго обнаружения;
t1 - время первого обнаружения;
d12 - расстояние от насосной станции, где произошло второе обнаружение, до насосной станции, где произошло первое обнаружение;
ws - скорость волны (скорость звука в текучей среде).
[0056] Обнаружение волны давления 301, обусловленной не эксплуатационной активностью, двумя станциями, которые не соответствуют «заключению в вилку», не может использоваться для определения источника волны 301 давления, однако все же предоставляет больше информации о местоположении, чем одиночное обнаружение волны давления. В этом случае оптимизатор 210 RTO может определить, с какой стороны от станции 106a-106n находится источник волны 301 давления, путем сравнения двух моментов времени, в которые волна 301 давления была принята. Это можно сделать следующим образом. Если волна 301 давления обнаружена датчиком, расположенным с первой стороны станции 106, до того, как она обнаружена соответствующим датчиком с соседней второй стороны станции 106, то источник волны давления находится с первой стороны станции 106. Если волна 301 давления обнаружена датчиком, расположенным со второй стороны станции 106, до того, как она обнаружена соответствующим датчиком с первой стороны станции 106, то источник волны давления находится со второй стороны станции 106.
[0057] Кроме того, для подтверждения результатов обнаружения волны давления оптимизатор 210 RTO производит анализ тенденции изменения давлений. Один из способов подтверждения дестабилизирующего события утечки, наряду с обнаружением начальной сигнатуры события, заключается в сравнении наклона зависимости узловых давлений в рассматриваемом сегменте до появления волны 301 давления с наклоном зависимостей этих же узловых давлений после прихода волны 301 давления.
Оптимизатор 210 RTO вычисляет наклон давления, сохраняя множество значений давления, измеренных в заранее заданные и обоснованно краткие временные интервалы. Затем наклон определяют следующим уравнением:
Наклон=(самое последнее значение давления - самое старое значение давления)/(текущее время - самое старое время)
Наклон до прихода волны 301 давления сравнивают с наклоном после прихода волны 301 давления. Если наклон уменьшился на величину, превышающую заранее заданный параметр, то тенденция изменения давления изменилась в результате прихода волны 301 давления, и эта информация подтверждает возможность разрыва 300 или другого дестабилизирующего события. Можно использовать и другие математические или статистические подходы (такие как анализ скорости изменения, суммы разностей или комбинацию этих способов).
[0058] Если измерения доступны, оптимизатор 210 RTO может провести анализ тенденции параметров результирующего потока текучей среды через трубопроводную сеть 100 для подтверждения результатов обнаружения волны давления. Эту тенденцию определяют, получая измеренные значения расхода из измерителей 108a-108n на всех входах и выходах трубопроводной сети 100 и суммируя их (входящий поток считается положительным, выходящий - отрицательным). Конкретный пример операции, выполняемой оптимизатором 210 RTO, иллюстрируется псевдокодом "Сохранение данных линейного потока" в блоке "Обнаружение события оптимизатором RTO" в Приложении А. Затем результаты такого суммирования сравнивают для ситуаций до прихода волны 301 давления и после прихода волны 301 давления. Если сумма увеличилось на величину, превышающую заранее Заданный параметр, делается вывод, что тенденция изменения сетевого потока изменилась в результате прихода волны 301 давления, и эта информация подтверждает возможность разрыва 300 или другого дестабилизирующего события.
[0059] Если приложение 204 SCADA имеет функцию линейного баланса, которая является традиционным способом обнаружения утечки путем сравнения объема, входящего в трубопроводную сеть 100, и объема, выходящего из трубопроводной сети 100, с объемом внутри трубопроводной сети 100, тогда оптимизатор 210 RTO может выполнить еще одно подтверждение. Типичная функция линейного баланса делает доступной для оптимизатора 210 RTO через базу данных 208 величину, известную как отклонение линейного баланса и представляющую изменение дисбаланса при вычислении линейного баланса за короткий промежуток времени, обычно за несколько минут. Для подтверждения результатов по обнаружению волны давления оптимизатор 210 RTO проводит анализ тенденции отклонения линейного баланса. Тенденцию определяют, сравнивая наклон (или путем другого математического или статистического сравнения) отклонения линейного баланса в течение некоторого времени до прихода волны 301 давления с наклоном отклонения линейного баланса после прихода волны 301 давления. Оптимизатор 210 RTO производит вычисление наклона отклонения линейного баланса, сохраняя множество значений отклонения линейного баланса для заранее заданных временных интервалов. В приведенном примере способа наклон вычисляют с помощью следующего выражения:
Наклон=(самое последнее значение отклонения линейного потока - самое старое значение отклонения линейного потока)/(текущее время - самое старое время)
Конкретный пример этой операции оптимизатора 210 RTO показан в виде псевдокода "Получение данных линейного потока" в Приложении А. Наклон до прихода волны 301 давления сравнивают с наклоном после прихода волны 301 давления. Если наклон увеличился на величину, превышающую заранее заданный параметр, тенденция отклонения линейного баланса изменилась в результате прихода волны 301 давления, и эта информация подтверждает возможность разрыва 300. Предпочтительно, это подтверждение происходит до того, как функция линейного баланса примет решение о наличии разрыва 300. Множество независимых данных подтверждения позволяют уже при более низком значении отклонения линейного баланса увеличить вероятность обнаружения разрыва.
[0060] Оптимизатор 210 RTO, помещая данные в базу данных 208, на основе обнаружения волны давления и других подтверждений уведомляет оператора трубопровода, что произошло возможное дестабилизирующее событие. Это уведомление включает создание отчета об инциденте. Конкретный пример операции, выполняемой оптимизатором 210 RTO, иллюстрируется псевдокодом "Создание отчета об инциденте" в Приложении А. Оптимизатор 210 RTO может сообщить оператору о различных уровнях достоверности на основе уровня доступных подтверждений. Пример набора уровней отчетов показан в таблице. Уровень 1 является самым высоким уровнем достоверности того, что разрыв 300 имеет место, в то время как уровень 4 является нижним уровнем достоверности. Когда оптимизатор 210 RTO получает новые подтверждения, уровень отчета оператору трубопроводной сети 100 может измениться.
[0061] На фиг.4 показан пример последовательности операций, иллюстрирующей использование оптимизатора 210 RTO в трубопроводной сети 100 с блоком 202 SCADA. Оператор блока 202 SCADA может использовать оптимизатор 210 RTO для контроля обнаружения дестабилизирующего события в трубопроводной сети 100, как будет описано ниже.
[0062] Ниже работа системы согласно настоящему изобретению описана со ссылкой на фиг.4. Операция начинается на шаге 402. Затем на шаге 404 запускают таймер, обеспечивающий более позднее повторное срабатывание логических элементов в короткие временные интервалы. Собранные данные сохраняют в базе 208 данных и используют для анализа тенденций изменения параметров линейного потока и обновляют на шаге 406 для обеспечения подтверждения любых возможных обнаружений дестабилизирующего события. Затем данные, созданные функцией линейного баланса приложения 204 SCADA, собирают и анализируют на шаге 408 для возможного последующего использования для подтверждения обнаружений дестабилизирующего события. Текущие значения давления извлекают из базы 208 данных на шаге 410, сохраняют в оптимизаторе 210 RTO и анализируют для последующего использования для подтверждения обнаружений дестабилизирующего события. Любые недавно принятые отчеты о волнах давления оценивают на шаге 412 и сравнивают с измеренными параметрами трубопроводной сети 100, чтобы определить, был ли отчет о волне давления вызван эксплуатационным действием. Если отчет о волне был вызван эксплуатационным действием, его удаляют из списка волн 301 давления, который анализируется оптимизатором 210 RTO.
[0063] На шаге 414 определяют, ожидает ли оптимизатор 210 RTO приема дополнительных отчетов об обнаружении волны давления, связанных с ранее принятым отчетом. Время ожидания на шаге 414 отличается от установок таймера на шаге 404. Этот период короче. Время ожидания на шаге 414 основано на скорости волны. Время ожидания устанавливают на основе самой низкой скорости волны. Если волна давления обнаружена, то время ожидания будет основано на времени, которое потребовалось бы для приема другой волны давления, если бы у такой волны давления была самая низкая скорость. Если ответ упомянутого определения положителен (Да), то оптимизатор 210 RTO ожидает соответствующих отчетов и процесс продолжается на шаге 416. Если ответ упомянутого определения отрицателен (Нет) (то есть нет соответствующих отчетов о давлении), то процесс переходит на шаг 426, который более подробно будет рассмотрен ниже.
[0064] На шаге 416 показания счетчика, ассоциированного с ожиданием соответствующих отчетов, уменьшают. Затем этот счетчик проверяют на шаге 418, чтобы определить, истек ли период ожидания. Если период ожидания истек и соответствующий отчет о волне давления принят, то все принятые отчеты о волне давления обрабатывают на шаге 420, чтобы определить, являются ли эти обнаружения «вилкой» или представляют собой единственное обнаружение, и определяют возможное местоположение события и уровень тревоги. На шаге 422 определяют, выявил ли анализ на шаге 420 возможный разрыв. Если возможное дестабилизирующее событие было обнаружено, процесс продолжается на шаге 424, на котором создают отчет об инциденте, как показано на фиг.5, и проверяют подтверждающие факторы для определения, имеется ли подтверждение. Выдают уведомление, и/или осуществляют автоматическое мягкое перекрытие трубопровода, или выполняют алгоритм мер исправления совместно с выдачей отчета, так чтобы оператор системы смог принять соответствующие меры для изолирования утечки и ограничения разлива содержимого трубопровода. Затем процесс продолжается на шаге 430, на котором система ожидает, пока не истечет время таймера, запущенного на шаге 404. Затем процесс возвращается на шаг 404 и повторяется. Если никакого возможного дестабилизирующего события не идентифицировано, процесс продолжается на шаге 430, на котором система ожидает истечения времени таймера, запущенного на шаге 404. Затем процесс возвращается на шаг 404 и повторяется.
[0065] Возвратимся к шагу 414. Если определено, что оптимизатор 210 RTO не ожидает соответствующих отчетов, работа системы продолжается на шаге 426, где определяют, было ли зарегистрировано новое обнаружение волны давления. Если никакого обнаружения волны давления не принято, работа системы продолжается на шаге 430, где система ожидает истечения времени таймера, установленного на шаге 404. Затем повторяют шаги с установкой таймера на шаге 404. Если на шаге 426 принято новое обнаружение волны давления, работа системы продолжается на шаге 428, где производят инициализацию записи данных для отслеживания новой волны давления, установку таймера для ожидания обнаружения соответствующих волн давления и сохранение значений подтверждения предварительного обнаружения для будущего анализа. Затем работа системы продолжается на шаге 430, на котором система находится в режиме ожидания, как было описано выше.
[0066] Как было рассмотрено выше при описании шага 424, когда отчеты о волнах давления указывают на возникновение некоторого события, создают отчет об инциденте. Отчет об инциденте может быть представлен оператору посредством графического пользовательского интерфейса в устройстве отображения. Может предоставляться и звуковое уведомление. Графический пользовательский интерфейс может представлять собой окно, которое представлено операторам посредством блока 202 SCADA и которое включает графические или текстовые данные, отчет или любые другие подходящие данные. Пример графического пользовательского интерфейса показан на фиг.5.
[0067] Показанный вид экрана является просто одним из примеров
отчета об инциденте, который может быть представлен оператору. Очевидно, что в других вариантах выполнения настоящего изобретения могут быть представлены дополнительные эксплуатационные параметры установки и данные.
[0068] Экран на фиг.5 разделен на различные окна или секции. Например, секция 500 содержит дату и время первого обнаружения волны давления. Секция 502 содержит текущий уровень сигнала тревоги, который ассоциирован с обнаруженной волной давления и получен с использованием настраиваемой матрицы уровней сигналов тревоги, представленной выше в таблице 1. Поскольку со временем уровень сигнала тревоги, присвоенный при анализе возможного обнаружения дестабилизирующего события, может меняться по мере проведения более тщательной оценки подтверждения, дата и время достижения каждого уровня сигнала тревоги отображаются в секции 504. Если для конкретного обнаружения определенный уровень тревоги не был достигнут, в этой секции он не показан.
[0069] Секция 506 используется для отслеживания и информирования, закончено или нет исследование, запущенное оператором. Если анализ оптимизатором 210 RTO позволил определить местоположение («заключение в вилку» или два обнаружения с одной стороны разрыва), об этом сообщается в секции 508. Секция 510 предоставляет подробную информацию оптимизатора 210 RTO об обнаружении (обнаружениях) волн давления, которые поступали в местоположении и использовались во время проводимого им анализа. В секции 512 отображено состояние подтверждения спада давления для станции, расположенной в направлении вверх по течению и используемой при обнаружении, если оно имеется: анализ еще проводится или уже завершен, подтверждение получено или нет. Секция 514 отображает состояние подтверждения спада давления для станции, расположенной в направлении вниз по течению и используемой при обнаружении, если оно имеется: анализ еще проводится или уже завершен, подтверждение получено или нет. Секция 516 отображает состояние подтверждения отклонения линейного потока: анализ еще проводится или уже завершен, подтверждение получено или нет. Секция 518 отображает состояние подтверждения отклонения линейного баланса: анализ еще проводится или уже завершен, подтверждение получено или нет.
[0070] Как было отмечено выше, система согласно настоящему изобретению эффективна для управления генерацией сигналов тревоги в отношении сокращения количества ложных тревог. Кроме того, показано, что настоящее изобретение полезно для диагностики дестабилизирующих событий и рекомендует или автоматически выполняет возможные меры исправления. Как было отмечено выше, система полезна для идентификации наличия и местоположения дестабилизирующих событий как высокого, так и низкого уровня. Центр 126 управления может оценивать данные, которые обусловили генерацию тревоги дестабилизирующего события, посредством процедуры диагностики трубопровода на основе экспертного анализа, которая сравнивает текущие признаки дестабилизирующего события в трубопроводе с эмпирическими знаниями о том, как должен выглядеть гидравлический характер текущего режима, при этом сравнивая все перекрестные установочные значения SCADA и состояние оборудования с этими предпочтительными и ожидаемыми признаками, экспертная система может автоматически выполнить алгоритм мер исправления или, если это предпочтительно, выпустить уведомление с корректирующими мерами с низким уровнем тревоги для человека до того, как дестабилизирующее событие низкого уровня превратится в дестабилизирующее событие высокого уровня с потенциальными катастрофическими последствиями для трубопровода. Также предусмотрено, что центр 126 управления может приступить к принятию мер исправления или коррекции для реагирования на дестабилизирующее событие и поддержания стабильной работы.
[0071] Специалисту очевидно, что возможны различные изменения и/или модификации в пределах объема настоящего изобретения. Хотя настоящее изобретение было описано в контексте трубопровода, оно не ограничено только этим примером; настоящее изобретение может использоваться в трубопроводе, используемом при переработке нефти и нефтехимической обработке, добыче и разведке месторождения, а также в любых других операциях за рамками нефтяной и газовой индустрии, в которых имеется необходимость в управлении стабильной работой трубопровода и транспортировкой текучих сред. Таким образом, предполагается, что настоящее изобретение охватывает изменения и модификации предлагаемого способа при условии, что они находятся в пределах сущности формулы изобретения.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| КОМБИНИРОВАННАЯ ГИДРОАКУСТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА | 2010 |
|
RU2462656C2 |
| СПОСОБ ДЛЯ ВИЗУАЛИЗАЦИИ И ВАЛИДАЦИИ СОБЫТИЙ ПРОЦЕССА И СИСТЕМА ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА | 2017 |
|
RU2746442C2 |
| СТАНДАРТНЫЕ ПРОГРАММЫ УПРАВЛЕНИЯ ХОДОМ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЦЕССА И СВЯЗАННЫЕ СПОСОБЫ И СИСТЕМЫ | 2012 |
|
RU2641263C2 |
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОБНАРУЖЕНИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ РАЗЛИВОВ НЕФТИ ИЛИ НЕФТЕПРОДУКТОВ | 2004 |
|
RU2361236C2 |
| Способ определения утечек в трубопроводах и устройство для его осуществления | 2018 |
|
RU2688903C1 |
| ОБНАРУЖЕНИЕ НЕОРГАНИЗОВАННЫХ ВЫБРОСОВ | 2017 |
|
RU2712955C1 |
| ГАЗОТРАНСПОРТНАЯ СИСТЕМА И СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ | 2011 |
|
RU2587024C2 |
| ЕДИНАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДНОЙ СИСТЕМОЙ "ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ - ТИХИЙ ОКЕАН - II" (ЕСУ ТС "ВСТО-II") | 2013 |
|
RU2551787C2 |
| ВСТРОЕННЫЙ РЕГУЛЯТОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА, ОБЛАДАЮЩИЙ ВОЗМОЖНОСТЬЮ УПРАВЛЕНИЯ КОНТУРОМ И КЛАПАНОМ | 2016 |
|
RU2714821C2 |
| СИСТЕМА "СМАРТ-МОНИТОРИНГ" ДЛЯ ДИСТАНЦИОННОГО КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ | 2021 |
|
RU2752449C1 |
Предлагается способ, выполняемый в реальном времени, и динамическая логическая система для повышения эффективности работы трубопроводной сети. Система и способ осуществляют контроль работы трубопроводной сети, генерацию сигналов тревоги в ответ на различные уровни дестабилизирующих событий в трубопроводе, управляют генерацией сигналов тревоги на основе известных эксплуатационных событий и условий, диагностируют потенциальный источник обнаруженных дестабилизирующих событий и управляют работой трубопровода. 5 н. и 46 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.
1. Способ контроля трубопроводной сети в реальном времени для идентификации возможных дестабилизирующих событий в трубопроводной сети, включающий:
обнаружение одной или более волн давления внутри трубопроводной сети в заранее заданных местах в трубопроводной сети,
определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления путем выявления вариаций обнаруженных волн давления и определения, превышает ли выявленная вариация допустимое стандартное отклонение, и
подтверждение наличия дестабилизирующего события на основании одного или более обнаруженных эксплуатационных условий трубопроводной сети.
2. Способ по п.1, в котором упомянутое допустимое стандартное отклонение является эмпирически определенным стандартным отклонением.
3. Способ по п.1 или 2, в котором определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления включает:
определение того, имеется ли характеристика последующего падения давления после выявления вариации обнаруженных волн давления.
4. Способ по п.3, включающий:
выдачу сигнала тревоги, указывающего на наличие утечки, если определено, что имеется упомянутая характеристика последующего падения давления.
5. Способ по п.1 или 2, в котором определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления включает:
определение того, превышают ли обнаруженные волны давления заранее заданный порог стабильной работы.
6. Способ по п.5, в котором упомянутый заранее заданный порог стабильной работы автоматически подстраивают на основе по меньшей мере одного из следующего: текущий эксплуатационный режим, текущие эксплуатационные условия и текущие эксплуатационные события.
7. Способ контроля трубопроводной сети в реальном времени для идентификации возможных дестабилизирующих событий в трубопроводной сети, включающий:
обнаружение одной или более волн давления внутри трубопроводной сети в заранее заданных местах в трубопроводной сети,
определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления путем определения того, превышают ли обнаруженные волны давления заранее заданный порог стабильной работы, при этом указанный заранее заданный порог стабильной работы автоматически подстраивают на основе по меньшей мере одного из следующего: текущий эксплуатационный режим, текущие эксплуатационные условия и текущие эксплуатационные события, и
подтверждение наличия дестабилизирующего события на основании одного или более обнаруженных эксплуатационных условий трубопроводной сети.
8. Способ по п.1 или 7, в котором подтверждение наличия дестабилизирующего события включает:
определение достоверности возможного дестабилизирующего события.
9. Способ по п.8, в котором определение достоверности возможного дестабилизирующего события включает сравнение упомянутого определения возможного дестабилизирующего события на основе обнаруженных волн давления с одним или более обнаруженными эксплуатационными условиями в трубопроводной сети.
10. Способ по п.8, включающий:
генерацию сигнала тревоги, сообщающего о наличии и достоверности возможного дестабилизирующего события.
11. Способ по п.9, включающий управление генерацией сигналов тревоги.
12. Способ по п.1 или 7, включающий:
определение местоположения возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления.
13. Способ по п.12, включающий:
генерацию сигнала тревоги, сообщающего о наличии и/или местоположении возможного дестабилизирующего события.
14. Способ по п.12, в котором обнаружение волн давления внутри трубопроводной сети происходит через периодические интервалы времени,
при этом определение местоположения возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления включает:
идентификацию того, в каких заранее заданных местоположениях обнаружена волна давления в первое время обнаружения;
идентификацию того, в каких заранее заданных местоположениях обнаружена волна давления во второе время обнаружения; и
определение местоположения возможного дестабилизирующего события на основе местоположения обнаруженной волны давления в первое время обнаружения и во второе время обнаружения.
15. Способ по п.1 или 7, включающий:
идентификацию потенциальной причины обнаруженного дестабилизирующего события путем сравнения характера текущих дестабилизирующих событий с использованием диагностической подпрограммы на основе экспертного анализа с предыдущими дестабилизирующими событиями, текущим эксплуатационным режимом трубопроводной сети, текущими эксплуатационными условиями в трубопроводной сети и текущими эксплуатационными событиями в трубопроводной сети.
16. Способ по п.15, включающий представление отчета о потенциальной причине обнаруженного дестабилизирующего события.
17. Способ по п.15, включающий:
определение по меньшей мере одной корректирующей меры в ответ на обнаруженное дестабилизирующее событие; и
представление отчета по меньшей мере об одной корректирующей мере оператору трубопроводной сети и/или автоматическое выполнение по меньшей мере одной корректирующей меры.
18. Способ управления генерацией сигналов тревоги для возможных дестабилизирующих событий в трубопроводной сети, включающий:
обнаружение одной или более волн давления внутри трубопроводной сети в заранее заданных местах в трубопроводной сети;
автоматическую подстройку заранее заданного порога стабильной работы трубопроводной сети в заранее заданных местах на основе по меньшей мере одного из следующего: текущий эксплуатационный режим, текущие эксплуатационные условия и текущие эксплуатационные события;
определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети путем определения, превышают ли обнаруженные волны давления подстроенный заранее заданный порог стабильной работы;
определение достоверности возможного дестабилизирующего события, и
генерацию сигнала тревоги, указывающего на возможное наличие дестабилизирующего события, если обнаруженные волны давления превышают подстроенный заранее заданный порог стабильной работы, причем сигнал тревоги имеет более чем один уровень, при этом генерируемый уровень основан на достоверности возможного дестабилизирующего события.
19. Способ по п.18, в котором определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления включает выявление вариаций обнаруженных волн давления и определение того, превышает ли выявленная вариация допустимое стандартное отклонение.
20. Способ по п.19, в котором допустимое стандартное отклонение является эмпирически определенным стандартным отклонением.
21. Способ по п.18, в котором генерация сигнала тревоги, указывающего на возможное наличие дестабилизирующего события, включает генерацию этого сигнала тревоги, если обнаруженные волны давления превышают подстроенный заранее заданный порог стабильной работы, и выявленная вариация превышает допустимое стандартное отклонение.
22. Способ по п.18, в котором определение наличия возможного дестабилизирующего события в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления включает:
определение того, имеется ли характеристика последующего падения давления после выявления вариации обнаруженных волн давления.
23. Способ по п.22, в котором генерация сигнала тревоги, указывающего на возможное наличие дестабилизирующего события, включает генерацию сигнала тревоги, указывающего на наличие утечки, если определено, что имеется характеристика последующего падения давления.
24. Система для контроля трубопроводной сети, содержащей первое оборудование, второе оборудование, по меньшей мере один трубопроводный сегмент, соединяющий первое оборудование и второе оборудование с возможностью протекания текучей среды между первым оборудованием и вторым оборудованием, и по меньшей мере одну насосную станцию, связанную по меньшей мере с одним трубопроводным сегментом, с возможностью протекания текучей среды, протекающей через по меньшей мере один трубопроводный сегмент, через по меньшей мере одну насосную станцию, причем система содержит:
множество датчиков давления для обнаружения наличия одной или более волн давления внутри трубопроводной сети;
множество удаленных устройств контроля, функционально связанных с первым оборудованием, вторым оборудованием и по меньшей мере одной насосной станцией, при этом упомянутые удаленные устройства контроля предназначены для осуществления контроля работы трубопроводной сети и сбора эксплуатационных данных трубопроводной сети; и
блок управления, функционально связанный с множеством датчиков давления и множеством удаленных устройств контроля для контроля работы трубопроводной сети на основе сигналов, принятых от множества удаленных устройств контроля, при этом блок управления выполнен с возможностью обнаружения наличия возможных дестабилизирующих событий в трубопроводной сети путем определения того, имеется ли вариация обнаруженных волн давления и превышает ли упомянутая вариация допустимое стандартное отклонение, и блок управления выполнен с возможностью подтверждения наличия дестабилизирующего события на основании одного или более обнаруженных эксплуатационных условий трубопроводной сети.
25. Трубопроводная сеть для транспортировки текучей среды, содержащая:
первое оборудование;
второе оборудование;
по меньшей мере один трубопроводный сегмент, соединяющий первое оборудование и второе оборудование с возможностью протекания текучей среды между первым оборудованием и вторым оборудованием;
по меньшей мере одну насосную станцию, соединенную по меньшей мере с одним трубопроводным сегментом, с возможностью протекания текучей среды, протекающей через по меньшей мере один трубопроводный сегмент, через по меньшей мере одну насосную станцию; и
систему для контроля работы трубопроводной сети, содержащую:
множество датчиков давления для обнаружения наличия одной или более волн давления внутри трубопроводной сети;
множество удаленных устройств контроля, функционально связанных с первым оборудованием, вторым оборудованием и по меньшей мере одной насосной станцией, при этом упомянутые удаленные устройства контроля выполнены с возможностью осуществления контроля работы трубопроводной сети и собора эксплуатационных данных трубопроводной сети, и
блок управления, функционально связанный с множеством датчиков давления и множеством удаленных устройств контроля для управления работой трубопроводной сети на основе сигналов, принятых от множества удаленных устройств контроля, при этом блок управления выполнен с возможностью обнаружения наличия возможных дестабилизирующих событий в трубопроводной сети в ответ на обнаруженные волны давления на основе определения, превышают ли выявленные вариации обнаруженных волн давления допустимое стандартное отклонение, и блок управления выполнен с возможностью подтверждения наличия дестабилизирующего события на основании одного или более обнаруженных эксплуатационных условий трубопроводной сети.
26. Трубопроводная сеть по п.25, в которой блок управления выполнен с возможностью эмпирического определения допустимого стандартного отклонения.
27. Трубопроводная сеть по п.25 или 26, в которой блок управления выполнен с возможностью определения наличия возможного дестабилизирующего события путем определения того, превышают ли обнаруженные волны давления заранее заданный порог стабильной работы.
28. Трубопроводная сеть по п.27, в которой блок управления выполнен с возможностью подстройки заранее заданного порога стабильной работы в ответ по меньшей мере на одно из следующего: текущий эксплуатационный режим, текущие эксплуатационные условия и текущие эксплуатационные события.
29. Трубопроводная сеть по п.25 или 26, в которой каждая насосная станция содержит насос, при этом множество датчиков давления включает:
пару датчиков давления для каждой насосной станции,
причем первый датчик давления из этой пары расположен с одной стороны от насоса по меньшей мере в одном трубопроводном сегменте, а второй датчик из пары датчиков давления расположен с противоположной стороны от насоса по меньшей мере в одном трубопроводном сегменте, и
каждый датчик давления способен обнаружить одну или более волн давления внутри трубопроводной сети.
30. Трубопроводная сеть по п.29, в которой блок управления выполнен с возможностью определения достоверности возможного дестабилизирующего события путем сравнения упомянутого определения возможного дестабилизирующего события на основе обнаруженных волн давления с одним или более обнаруженными эксплуатационными условиями в трубопроводной сети, определенными множеством удаленных устройств контроля.
31. Трубопроводная сеть по п.25 или 26, в которой каждая насосная станция содержит насос, при этом множество датчиков давления включает:
пару датчиков давления для каждой насосной станции,
при этом первый датчик давления из этой пары расположен с одной стороны от насоса по меньшей мере в одном трубопроводном сегменте, а второй датчик давления из пары датчиков давления расположен с противоположной стороны от насоса по меньшей мере в одном трубопроводном сегменте,
причем каждый датчик давления способен обнаружить одну или более волн давления внутри трубопроводной сети.
32. Трубопроводная сеть по п.31, в которой блок управления содержит оптимизатор, предназначенный для работы в реальном времени, для определения наличия дестабилизирующего события в трубопроводной сети на основе обнаруженных волн давления.
33. Трубопроводная сеть по п.25 или 26, в которой блок управления выполнен с возможностью, в ответ на определение наличия возможного дестабилизирующего события, идентифицировать меры исправления для изоляции или коррекции возможного дестабилизирующего события.
34. Трубопроводная сеть по п.33, в которой блок управления выполнен с возможностью сообщать о мерах исправления оператору трубопроводной сети и/или автоматически выполнять эти меры исправления.
35. Трубопроводная сеть по п.25 или 26, в которой блок управления выполнен с возможностью диагностировать потенциальную причину обнаруженного дестабилизирующего события путем сравнения характера обнаруженного дестабилизирующего события с использованием диагностической подпрограммы на основе экспертного анализа по меньшей мере с одним из следующего: предыдущие дестабилизирующие события, текущий эксплуатационный режим в трубопроводной сети, текущие эксплуатационные условия в трубопроводной сети и текущие эксплуатационные события в трубопроводной сети.
36. Трубопроводная сеть по п.25 или 26, содержащая:
по меньшей мере один дисплей, который функционально связан с блоком управления, для отображения наличия дестабилизирующего события на упомянутом по меньшей мере одном дисплее.
37. Трубопроводная сеть по п.25 или 26, в которой блок управления содержит оптимизатор, предназначенный для работы в реальном времени, для определения, имеется ли вариация обнаруженных волн давления, и определения, превышает ли упомянутая вариация допустимое стандартное отклонение.
38. Трубопроводная сеть по п.37, в которой оптимизатор, предназначенный для работы в реальном времени, способен определять достоверность возможного дестабилизирующего события путем сравнения результатов упомянутого определения возможного дестабилизирующего события на основе обнаруженных волн давления с одним или более обнаруженными эксплуатационными условиями в трубопроводной сети, определенными множеством удаленных устройств контроля.
39. Трубопроводная сеть по п.37, в которой каждая насосная станция содержит насос, при этом множество датчиков давления включает:
пару датчиков давления для каждой насосной станции,
при этом первый датчик давления из этой пары расположен с одной стороны от насоса по меньшей мере в одном трубопроводном сегменте, а второй датчик давления из пары датчиков давления расположен с противоположной стороны от насоса по меньшей мере в одном трубопроводном сегменте,
каждый датчик давления способен обнаружить одну или более волн давления внутри трубопроводной сети, и
оптимизатор, предназначенный для работы в реальном времени, для определения местоположения дестабилизирующего события в трубопроводной сети на основе местоположения датчиков давления, которые обнаружили волну давления.
40. Система по п.24, в которой блок управления выполнен с возможностью эмпирического определения допустимого стандартного отклонения.
41. Система по п.24 или 40, в которой блок управления выполнен с возможностью определять наличие возможного дестабилизирующего события путем определения того, превышают ли обнаруженные волны давления заранее заданный порог стабильной работы.
42. Система по п.41, в которой блок управления выполнен с возможностью подстраивать заранее заданный порог стабильной работы в ответ по меньшей мере на одно из следующего: текущий эксплуатационный режим, текущие эксплуатационные условия и текущие эксплуатационные события.
43. Система по п.24 или 40, в которой каждая насосная станция содержит насос, при этом множество датчиков давления включает:
пару датчиков давления для каждой насосной станции,
причем первый датчик давления из этой пары расположен с одной стороны от насоса по меньшей мере в одном трубопроводном сегменте, а второй датчик из пары датчиков давления расположен с противоположной стороны от насоса по меньшей мере в одном трубопроводном сегменте, и
каждый датчик давления способен обнаружить одну или более волн давления внутри трубопроводной сети.
44. Система по п.43, в которой блок управления выполнен с возможностью определять достоверность возможного дестабилизирующего события путем сравнения упомянутого определения возможного дестабилизирующего события на основе обнаруженных волн давления с одним или более обнаруженными эксплуатационными условиями в трубопроводной сети, определенными множеством удаленных устройств контроля.
45. Система по п.24 или 40, в которой каждая насосная станция содержит насос, при этом множество датчиков давления включает:
пару датчиков давления для каждой насосной станции,
при этом первый датчик давления из этой пары расположен с одной стороны от насоса по меньшей мере в одном трубопроводном сегменте, а второй датчик давления из пары датчиков давления расположен с противоположной стороны от насоса по меньшей мере в одном трубопроводном сегменте,
причем каждый датчик давления способен обнаружить одну или более волн давления внутри трубопроводной сети.
46. Система по п.45, в которой блок управления содержит оптимизатор, предназначенный для работы в реальном времени, для определения наличия дестабилизирующего события в трубопроводной сети на основе обнаруженных волн давления.
47. Система по п.24 или 40, в которой блок управления выполнен с возможностью, в ответ на определение наличия возможного дестабилизирующего события, идентифицировать меры исправления для изоляции или коррекции возможного дестабилизирующего события.
48. Система по п.47, в которой блок управления выполнен с возможностью сообщать о мерах исправления оператору трубопроводной сети и/или автоматически выполнять эти меры исправления.
49. Система по п.24 или 40, в которой блок управления выполнен с возможностью диагностировать потенциальную причину обнаруженного дестабилизирующего события путем сравнения характера обнаруженного дестабилизирующего события с использованием диагностической подпрограммы на основе экспертного анализа по меньшей мере с одним из следующего: предыдущие дестабилизирующие события, текущий эксплуатационный режим в трубопроводной сети, текущие эксплуатационные условия в трубопроводной сети и текущие эксплуатационные события в трубопроводной сети.
50. Система по п.24 или 40, содержащая:
по меньшей мере один дисплей, который функционально связан с блоком управления, для отображения наличия дестабилизирующего события на упомянутом по меньшей мере одном дисплее.
51. Система по п.24 или 40, в которой блок управления содержит оптимизатор, предназначенный для работы в реальном времени, для определения, имеется ли вариация обнаруженных волн давления, и определения, превышает ли упомянутая вариация допустимое стандартное отклонение.
| US 5388445 A, 14.02.1995 | |||
| WO 2007128657 A1, 15.11.2007 | |||
| WO 03046503 A1, 05.06.2003 | |||
| US 4796466 A1, 10.01.1989 | |||
| Способ автоматизированного выявления поврежденного участка в трубопроводных системах | 1989 |
|
SU1710929A1 |
| Способ дистанционного определения места повреждения в напорной трубопроводной сети | 1979 |
|
SU766210A1 |
