СПОСОБ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЕНСАТОРА Российский патент 2025 года по МПК F17D5/00 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение является частью области техники, относящейся к системам наблюдения и, в частности, к системам для наблюдения за линями для транспортировки жидких углеводородов (трубопроводы для метана или нефти) или, в общем, других текучих сред, таким как водопроводы.

В частности, изобретение относится к способу непрерывного мониторинга ограниченной секции или конкретного компонента вышеуказанных линий, такого как компенсатор, установленных в месте, которое может быть критическим для целостности вышеуказанной секции или компонента.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Как известно, транспортировка углеводородов (в основном метана и нефти или их производных) из мест добычи в места хранения и оттуда в места распределения и использования в основном осуществляется посредством трубопроводов для метана или нефти, которые представляют собой линии транспортировки, содержащие подземные, наземные или подводные трубы. Каждая линия обычно разделена на секции, разделенные компрессорными или насосными станциями, которые необходимы для восстановления достаточных значений давления и расхода углеводородов на больших расстояниях. Есть также другие компоненты на линии, такие как компенсаторы, запорные клапаны для регулирования расхода, пункты редуцирования и т. п.

Многие из этих компонентов, особенно в случае линий распределения, установлены внутри закрытых искусственных объектов, таких как камеры, ограниченного размера, которые часто едва ли могут вместить вышеуказанные компоненты, и поэтому доступ к ним для обслуживания затруднен. Компенсаторы могут также быть вставлены между секцией линии и терминалом, соединяющим ее с насосной станцией или другим оборудованием, или на секции линии, расположенной на загрузочном/разгрузочном причале, предназначенной для соединения с соответствующим терминалом газовоза для перевозки сжиженных природных газов или нефтяного танкера и т. п.

Способ оценки состояния применения компенсатора согласно изобретению, который особенно, но не исключительно подходит для применения в системах мониторинга для линий для транспортировки углеводородов, может быть в равной степени применен как для линий для транспортировки метана, так и для линий для транспортировки жидких углеводородов.

Как указано выше, вышеуказанный способ может быть применен к другим подобным трубопроводам, таким как водопроводы. Тем не менее, для простоты описания, ссылки будут делаться ниже по тексту на трубопроводы для метана с учетом всех аспектов, распространяющихся также на трубопроводы для нефти и другие типы линий для транспортировки углеводородов, а также на другие подобные трубопроводы.

ТЕХНИЧЕСКАЯ ПРОБЛЕМА

Ввиду своих особенностей трубопроводы для метана пересекают территории с очень разными топографическими и морфологическими характеристиками, которые могут быть плоскими или гористыми, засушливыми или с высокой влажностью, с компактной почвой или с риском оседания, сильно измененными людьми или пустынными и труднодоступными, по меньшей мере за короткое время. В любом случае ввиду важности непрерывности подачи и распределения метана необходимо обеспечить то, чтобы каждая отдельная секция трубопровода для метана всегда была в рабочем состоянии и характеризовалась идеальной эффективностью, для исключения перебоев в транспортировке и распределении продукта, кроме полностью исключительных и непрогнозируемых случаев. Даже в этих единичных случаях, тем не менее, необходимо незамедлительно определить место и тип проблемы и в короткий срок принять меры для ее решения и восстановления потока метана. Для минимизации чрезвычайных ситуаций за трубопроводами обычно ведется наблюдение командами из специально обученных техников по обслуживанию. Тем не менее такой подход оказывается неподходящим в некоторых случаях и не позволяет гарантировать достаточный контроль состояния трубопровода, особенно в некоторых из его наиболее критических секций.

Особенно существенный пример связан с участками трубопровода, которые проходят через недоступные, нестабильные и подверженные оползням территории, которые часто встречаются в областях, которые едва ли заселены и доступны, поскольку они находятся далеко от дорог или других путей сообщения. В этих случаях очень сложно и поэтому также очень дорого обеспечить работу по достаточно внимательному и постоянному наблюдению. Кроме того, с помощью технологий наблюдения, используемых в настоящее время, в целом невозможно выполнить действие по раннему оповещению, которое во многих случаях предотвратило бы возникновение поломок в трубах или серьезные неисправности других компонентов трубопровода. Например, в областях с нестабильной землей оседание земли, на которой установлена секция линии или компонент трубопровода, может привести к серьезным проблемам с линией, вызывающим смещения или поломки в трубопроводе или соответствующем компоненте.

Оползни, или в любом случае оседание земли определенной важности, не являются обычно полностью внезапными явлениями и почти всегда предугадываются по четко опознаваемым сигналам, таким как небольшие локализованные смещения земли, пустоты в поверхности, образование поверхностных трещин и т. п. Эти сигналы могут предшествовать действительному оползню на несколько часов или даже дней. В любом случае, при своевременном обнаружении, небольшие изменения в ситуации возле секции газопровода, находящейся в зоне риска, могут позволить предпринять защитные действия и зачастую избежать поломок или серьезного повреждения труб или компонентов линии транспортировки.

Кроме того, в областях, особенно подверженных оползням, в линии часто установлены специальные секции трубопровода, которые позволяют уменьшить влияние небольших смещений окружающей земли и напряжений, которые они создают, на линию. Эти секции трубопровода выполнены упругими за счет наличия пружинящих секций на концах и, возможно, особых устройств, называемых диэлектрическими компенсаторами. Эти решения позволяют секции линии сжиматься и растягиваться на несколько сантиметров в ответ на вышеуказанные напряжения. Тем не менее является понятным, что эффект этих специальных секций ограничен и не может компенсировать сильные смещения трубопровода.

В любом случае вышеуказанные компоненты, в течение своего срока службы, безусловно подвергаются определенному количеству напряжений, описанных выше, более или менее интенсивных, и это, в любом случае, со временем скажется на их конструктивной целостности и постепенно сделает их менее надежными. Поэтому с учетом важности этих компонентов в работе трубопроводов необходимо, чтобы компоненты были всегда идеально эффективными и чтобы для их работы и работы трубопровода не было рисков неисправности из-за усталости и старения конструкции самих компонентов.

Поэтому существует настоятельная необходимость прогнозировать, по меньшей мере приблизительно, когда компонент будет в ситуации, близкой к завершению его срока службы, чтобы его можно было заменить перед его поломкой.

ЦЕЛИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Объем настоящего изобретения заключается в предложении способа оценки состояния применения компенсатора, с помощью которого можно давать статистические прогнозы вероятности его неисправностей или поломок перед их возникновением.

Другой целью изобретения является обеспечение прогнозов касательно остаточного срока службы компенсатора на основании напряжений, которым он подвергается во время его использования, и обеспечение предоставления этих прогнозов.

Другой целью изобретения является предложение способа оценки, с помощью которого можно предоставлять информацию раннего оповещения о потенциально критических ситуациях для секции или для подвергнутого мониторингу компонента линии транспортировки.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Эти и другие цели полностью реализуются с помощью способа мониторинга секции линии для транспортировки углеводородов, например трубопровода для метана, которая содержит компенсатор, снабженный упругими элементами, которыми соединены последовательные секции линии; при этом вышеуказанный способ включает следующие рабочие этапы:

- получение посредством средств обнаружения деформации, установленных между разными точками секций и/или между последними и компенсатором, данных деформации, касающихся реакции секции линии на механические напряжения, возникающие на ней;

- направление в компьютеризированный центральный блок, снабженный интерфейсом для средств обнаружения деформации, обнаруженных данных в виде цифровых или аналоговых сигналов;

- обработку посредством компьютерных программ, реализующих подходящие алгоритмы оценки, данных деформации, содержащих количество, направления и степень вышеуказанных деформаций, с получением индикативной оценки прогнозируемого остаточного срока службы компенсатора; оценка основана на нескольких из опорных параметров и/или значений пороговых величин, сохраненных в указанных программах или алгоритмах;

- периодическое генерирование отчета касательно состояния целостности компенсатора и остаточного срока службы, предполагаемого для него.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Характерные признаки изобретения станут очевидными из нижеприведенного описания предпочтительных вариантов осуществления способа мониторинга секции или компонента линии для транспортировки углеводородов в соответствии с представленной ниже формулой изобретения и с помощью прилагаемых графических материалов, на которых:

- на фиг. 1 схематически показан предпочтительный вариант осуществления системы для мониторинга секции линии для транспортировки углеводородов, содержащей компенсатор, к которому применяется способ оценки согласно изобретению;

- на фиг. 2 схематически, но более подробно показан автономный электрический генератор по фиг. 1.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На вышеуказанных фигурах номером ссылочной позиции 100 обозначена, в целом и в качестве примера реализации этого способа, система мониторинга секции линии для транспортировки углеводородов и, в частности, трубопровода для метана, содержащая особый компонент, такой как компенсатор 21. Для простоты далее будет делаться ссылка на секцию трубопровода 1 для метана; тем не менее, следует понимать, что способ согласно изобретению в равной степени преимущественно применим к секциям линии и компонентам линии для транспортировки и распределения других углеводородов и других находящихся под давлением текучих сред, такой как нефтепроводы, водопроводы и т. п.

Компенсатор 21, подлежащий мониторингу, обычно установлен в месте, которое характеризуется серьезными критическими уровнями, потенциально опасными для целостности секции 1 или компонента и поэтому для работы всей линии транспортировки. В описанном примере варианта осуществления секция 1 или компонент установлены внутри искусственного объекта или помещения, например закрытой камеры, часто подземных или подвальных.

Например, на фиг. 1 показано закрытое изделие 30, при этом видна его часть, содержащая часть 1 линии. Тем не менее следует понимать, что место установки может отличаться, например, терминал в доке для перемещения углеводородов из кораблей на сушу или наоборот, и что его конструкция не относится к изобретению. Например, место установки может быть частью холмистой или гористой территории, быть подверженной оползням и обвалам, и поэтому являться нестабильной.

С учетом того, что секция 1 трубопровода для метана или один из ее компонентов прикреплены к поверхности, или даже зарыты, является понятным, что любое движение земли, даже малой величины, влияющее на место, может создать такие напряжения, которые вызывают деформации или поломки в системе. В частности, секция 1 линии может содержать вышеуказанный компенсатор 21, который содержит специальный сегмент с упругим соединением, выполненный с возможностью подвергаться растяжениям и сжатиям в ответ на напряжения, которым подвергается часть линии, на которой он установлен, из-за небольших смещений окружающей земли.

В качестве неисчерпывающего примера способ согласно изобретению может быть реализован, когда секция 1 линии определена посредством одного из этих специальных сегментов, который содержит компенсатор 21, вставленный в разрыв секции 1 линии для соединения между собой двух ее длин 1a, 1b, с помощью вставки двух упругих элементов 22a, 22b, сильфонного типа. Эти упругие элементы 22a, 22b предназначены для поглощения любых деформаций малой величины секции линии 1 без нарушения ее целостности и поэтому без нарушения ее функциональности. Тем не менее является понятным, что возникновение небольших деформаций, даже в случае поглощения упругим соединительным сегментом 21, может указывать на последующие серьезные проблемы, и поэтому ему следует уделить внимание при планировании мер, предусматривающие сами деформации и то, как сделать их безопасными, в отношении газопровода.

Система 100 мониторинга, показанная на фигурах, для выполнения способа согласно настоящему изобретению подлежит установке в соответствии с такими областями риска, выполнена с возможностью работы полностью автономно и может быть программируемой для сочетания максимальной эффективности мониторинга с ресурсами электричества и коммуникационных каналов, имеющихся на месте. Ниже для простоты как способ, так и конструкция системы 100 будут описаны в отношении наблюдения за секцией 1 трубопровода для метана.

Тем не менее следует понимать, что способ, с подходящей конструкцией 100 системы, может быть в равной степени применен также к другим компонентам линии для транспортировки метана или других углеводородов, таким как, например, насосные станции, терминалы в доке, запорные клапаны, пункты управления, пункты редуцирования и т. п., или к в целом эквивалентным конструкциям в системах для транспортировки и распределения воды или других жидкостей.

Получение данных, касающихся механических напряжений, возникающих на указанной секции 1 линии, преимущественно выполняется посредством указанных средств 102 обнаружения деформации, содержащих несколько измерителей деформации, установленных между разными точками секции линии 1, или между важными точками секции 1 линии и землей, или в любом случае между этими и опорными точками, отсоединенными от секции 1 линии, как, например, стенки искусственного объекта 30.

Количество и расположение измерителей деформации могут также варьироваться, что, тем не менее, не является отклонением от объема изобретения. Измерители деформации являются известными и доступными в продаже устройствами. Они обычно состоят из двух элементов, скользящих в осевом направлении относительно друг друга, и содержат преобразователь, который преобразовывает скольжение в электрический сигнал, и внешний интерфейс, выполненный с возможностью делать полученный электрический сигнал доступным внешнему пользователю.

Когда способ реализуется при наличии секции 1 линии, определенной одним из вышеуказанных специальных сегментов, которая, как уже было указано, содержит секции 1a, 1b, соединенные друг с другом посредством по меньшей мере одного компенсатора 21, установленного в области разрыва указанной секции 1 с помощью вставки упругих элементов 22a, 22b, вышеуказанные данные, касающиеся механических напряжений, обеспечиваются посредством шести измерителей деформации: первого 102a, установленного между вышеуказанными длинами линии 1a, 1b и предназначенного для обнаружения относительных смещений двух вышеуказанных длин; второго 102b, третьего 102c и четвертого 102d, соответственно установленных между компенсатором 21 и землей и между секциями 1a, 1b и землей; пятого экстензометра 102e и шестого экстензометра 102f, установленных между самим компенсатором 21 и двумя длинами 1a, 1b, в обход относительно упругих элементов 22a, 22b.

Конфигурацию измерителей деформации, описанную и показанную выше, следует рассматривать в качестве примера, при этом неисчерпывающего, возможностей мониторинга, обеспечиваемого системой 100. Разные конфигурации, содержащие только часть измерителей деформации, описанных выше, или другие расположенные по-другому измерители деформации, могут быть выполнены для реализации заявленного способа.

Измерители 102a-102f деформации соединены, через свой внешний интерфейс, со совместимыми с ними каналами ввода компьютеризированного центрального блока 3, снабженного подходящим коммерческим интерфейсом, проводным или беспроводным (например, «Bluetooth», «Direct Wireless» или другим аналогичным).

Центральный блок 3 установлен в подходящем контейнере, согласно характеристикам места (в случае если место является открытым и подверженным воздействию плохой погоды или же закрытым либо защищенным другим образом), и содержит компьютерную программу для управления операциями системы мониторинга, что будет лучше описано далее. На этапе использования, касающемся вышеуказанной передачи отчета в по меньшей мере один центр удаленного управления и/или по меньшей мере одному лицу, ответственному за наблюдение за указанной секцией 1 линии, или другим лицам, уполномоченным осуществлять мониторинг трубопровода, информация касательно состояния секции 1 передается, отслеживается так, как данные, полученные от измерителей 102a-102f деформации.

Способ обеспечивает то, что указанная передача может осуществляться как от средств 102 обнаружения деформации в указанный компьютеризированный центральный блок 3, так и наоборот с обеспечением возможности обратной передачи любых команд или обновлений.

Тип средства 4 удаленной передачи удобно выбран из известных, доступных и наиболее подходящих для места; в случае места, покрытого сотовой сетью передачи данных с технологией «3G», «4G» или «5G», например, наиболее удобное соединение будет обычным соединением через интернет, тогда как при отсутствии такого покрытия, наиболее подходящим соединением может быть информационное соединение посредством сетевого спутникового телефона; в качестве альтернативы, радиочастотное соединение может быть использовано посредством приемопередаточных радиоустройств.

Центральный блок 3 поэтому снабжен дополнительным интерфейсом 6 и соответствующими программными процедурами для соединения с вышеуказанным средством 4 удаленной передачи. Поскольку система 100 предусматривает использование измерителей деформации как средств 102 обнаружения деформации, компьютерная программа, работающая в центральном блоке 3, снабжена подходящими процедурами для получения и хранения данных от указанных измерителей деформации.

Процедуры также предусмотрены для отправки таких данных, при получении, в центр удаленного управления или другому уполномоченному лицу или для их обработки, перед отправкой, для обнаружения существенных разниц относительно предыдущих считываний или превышения значений заданной пороговой величины обслуживания. Чтобы сделать систему 100 мониторинга полностью автономной, предусматривается подавать электропитание на указанные средства 102 обнаружения деформации, центральный блок 3 и средство 4 удаленной передачи посредством автономного электрического генератора 10 на солнечных батареях.

В одном преимущественном варианте осуществления, показанном на фиг. 2, электрический генератор 10 содержит одну или более фотоэлектрических панелей 11; устройство 12 преобразования электричества согласно техническим условиям, предусмотренным для вышеуказанных средств 102 обнаружения деформации; центральный блок 3 и средство удаленной передачи 4; и батарею 13 перезаряжаемых аккумуляторов для сохранения электрического заряда в периоды избыточной выработки фотоэлектрическими панелями, который должен подаваться в периоды недостаточной выработки.

В любом случае устройство 12 преобразования энергии преимущественно содержит информационное соединение 7 с центральным блоком 3 (коммерческого типа, например, посредством локальной сети или USB-интерфейса) для передачи в него данных и информации касательно состояния заряда аккумуляторов и, при необходимости, текущей выработки энергии фотоэлектрическими панелями 11.

Управляющая программа, работающая в центральном блоке 3, для этого соответственно снабжена процедурой для приема такой информации и для любой модификации работы системы в случае наличия низкого уровня энергии.

Секция 1 трубопровода (или другой компонент) трубопровода для метана, подлежащая мониторингу, расположенная, например, в месте, которое подвержено риску оползней, даже перед возникновением значимого и угрожающего повреждением события, такого как большой оползень, которое вызывает поломки или нежелательные движения, может подвергаться незначительным и более постепенным напряжениям, например, из-за небольших смещений земли, предшествующим последующему большому оползню. В этом случае секция 1 трубы может подвергаться небольшим смещениям или деформациям, которые не могут ее повредить, но при обнаружении которых может рекомендоваться безотлагательное выполнение превентивных консолидирующих мер в отношении самого места с предотвращением тем самым последующих проблем. Такие небольшие смещения или деформации, а также в равной степени небольшие смещения окружающей земли, не могут быть адекватно оценены персоналом, уполномоченным за ними наблюдать, после поверхностной оценки данных, предоставленных системой 100 мониторинга, как описано выше.

Поэтому способ предусматривает, что указанная передача данных и/или отчета может содержать предупредительные сообщения, предназначенные для обращения внимания на потенциально опасные ситуации, и/или для сигнализации о любых аномалиях, вызванных небольшими движениями индикаторных элементов, и поэтому на небольшие деформации секции 1 трубы, или подвергнутого мониторингу компонента, или окружающей земли, или здания.

Способ оценки состояния применения компенсатора 21, вставленного в секцию 1 линии, реализуемый посредством системы 100 мониторинга, описанной выше, включает следующие рабочие этапы:

- получение посредством средств 102 обнаружения деформации, установленных между разными точками сегментов 1a, 1b секции линии 1 и/или между последними и указанным компенсатором 21, данных деформации, касающихся реакции указанной секции линии 1 на механические напряжения на ней;

- направление в компьютеризированный центральный блок 3, снабженный интерфейсом для средств 102 обнаружения деформации, обнаруженных данных в виде цифровых или аналоговых сигналов;

- обработку посредством компьютерных программ, реализующих подходящие алгоритмы оценки, данных деформации, содержащих количество, направления и степень вышеуказанных деформаций, с получением индикативной оценки прогнозируемого остаточного срока службы вышеуказанного компенсатора; оценка основана на нескольких из опорных параметров и/или значений пороговых величин, сохраненных в вышеуказанных программах или алгоритмах;

- периодическое генерирование отчета касательно состояния целостности компенсатора 21 и остаточного срока службы, предполагаемого для него.

Согласно одному неисчерпывающему варианту осуществления способа оценка целостности и остаточного срока службы компенсатора 21 содержит сравнение всех из вышеуказанных данных деформации, обнаруженных в заданный момент времени и для каждого из средств 102 обнаружения деформации, с первым предварительно определенным значением пороговой величины напряжения и с первым предварительно определенным значением пороговой величины поломки, например, эмпирически посредством продолжительных испытаний на образцах компенсаторов.

Эти первые значения пороговых величин напряжения и поломки касаются возникновения неожиданных, одиночных напряжений большой величины, которое может быть связано с деформациями, ускорениями или их комбинациями, способными, статистически значимо, соответственно вызывать постоянное напряжение или приводить компенсатор 21 к ситуации, близкой к поломке.

После достижения этих первых значений пороговых величин способ включает предоставление отчетов в отношении компенсатора 21, которые соответственно информируют о возникновении ситуации напряжения или ситуации риска поломки, в результате которых ухудшаются условия его целостности и/или остаточный срок службы.

В качестве альтернативы, или в дополнение, вышеуказанная оценка целостности и остаточного срока службы компенсатора 21 включает сравнение суммы и/или среднего значений вышеуказанных данных деформации, обнаруженных за заданный период времени и для всех средств 102 обнаружения деформации, со вторым значением пороговой величины напряжения и со вторым значением пороговой величины поломки с соответствующей сигнализацией о возникновении в отношении этого же компенсатора 21 продолжительной ситуации напряжения или ситуации риска поломки, в результате которых ухудшаются условия его целостности и/или остаточный срок службы. Также в этом случае обнаруженные данные могут содержать данные деформации при растяжении или сжатии, значения ускорения для каждого отдельного события деформации или их комбинацию.

На основании полученных и сохраненных данных, а также схем сопротивления напряжениям компенсатора 21, предварительно рассчитанных и экспериментально проверенных, после чего кодифицированных и внедренных в процедуры оценки, работающие в центральном блоке 3, можно как осуществлять в любой момент оценку текущего состояния применения компенсатора 21, так и надежно прогнозировать его остаточный срок службы.

Согласно основному варианту осуществления рассматриваемого способа обработка данных деформации осуществляется в вышеуказанном центральном блоке 3 перед передачей вышеуказанного периодического отчета посредством средства 4 удаленной передачи данных в центр управления и/или назначенному наблюдать за секцией 1 контролируемой линии.

Согласно альтернативному варианту осуществления обработка данных деформации осуществляется в центре удаленного управления, после передачи, осуществленной посредством средства 4 удаленной передачи данных. В этом случае центральный блок 3 отвечает за передачу данных о приблизительной деформации в центр управления и последний отвечает за генерирование периодического отчета о состоянии применения компенсатора 21.

Преимущества, обеспечиваемые способом оценки, описанным выше, заключаются в, простом и надежном, обеспечении данных постоянно обновляемого состояния ситуации с фактическим износом компенсатора 21, а также прогноза его остаточного срока службы, что было бы в противном случае невозможным или же трудным и дорогим для реализации.

Другое преимущество изобретения состоит в обеспечении системы мониторинга, выполненной с возможностью предоставления, одной или более заинтересованным сторонам, уполномоченным обслуживать и беречь линию транспортировки, информации для заблаговременного предупреждения о потенциально критических ситуациях для секции или для компонента линии транспортировки, в отношении которого осуществляется наблюдение. Таким образом, является возможным заблаговременно принять любые меры по обслуживанию, также с учетом особой критичности интересующих линий распределения и того, что обеспечение доступа к месту необходимой секции часто может быть очень затруднительным.

Тем не менее следует понимать, что то, что было описано выше, имеет иллюстративное и неограничивающее значение, поэтому любые подробные варианты, которые могут быть необходимы исходя из технических и/или функциональных причин, с настоящего момента считаются входящими в тот же объем защиты, который определен формулой изобретения, приведенной ниже.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, в частности к системам для непрерывного мониторинга компенсатора трубопровода, установленного в линии для транспортировки жидких текучих сред. Способ оценки состояния компенсатора (21), вставленного в секцию (1) линии для транспортировки углеводородов, включает получение посредством средств (102) обнаружения деформации данных, касающихся механических напряжений, возникающих на указанном компенсаторе (21). В компьютеризированный центральный блок (3) направляют цифровые сигналы, сгенерированные последним в отношении вышеуказанных данных. Постепенно накопленные цифровые данные обрабатывают с получением обновленного отчета о состоянии целостности указанного компенсатора (21) линии, а также указаний касательно прогнозируемого остаточного срока службы указанного компенсатора (21) с учетом опорных параметров и/или значений пороговых величин, сохраненных в указанных программах и алгоритмах. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ оценки состояния компенсатора (21), вставленного в секцию линии для транспортировки углеводородов или других текучих сред, при этом указанный компенсатор (21) расположен между последовательными секциями (1a, 1b) указанной линии (1) секции, причем указанный способ включает:

– получение посредством средств (102) обнаружения деформации, установленных между разными точками указанных сегментов (1a, 1b) и/или между последними и указанным компенсатором (21), данных деформации, касающихся реакции указанной линии (1) сегмента на механические напряжения на ней;

– направление в компьютеризированный центральный блок (3), снабженный интерфейсом для указанных средств (102) обнаружения деформации, вышеуказанных данных в виде цифровых или аналоговых сигналов,

отличающийся тем, что дополнительно включает:

– обработку посредством компьютерных программ, реализующих подходящие алгоритмы оценки, вышеуказанных данных деформации, содержащих количество, направления и степень вышеуказанных деформаций, с получением индикативной оценки прогнозируемого остаточного срока службы вышеуказанного компенсатора (21), причем указанная оценка основана на нескольких из опорных параметров и/или значений пороговых величин, сохраненных в указанных программах или алгоритмах, и включает сравнение указанных данных деформации, обнаруженных всеми указанными средствами (102) обнаружения деформации за заданный период времени и для каждого из средств (102) обнаружения деформации или с учетом суммы и/или среднего значений указанных данных деформации, обнаруженных за заданный период времени и для всех вышеуказанных средств (102) обнаружения деформации, с по меньшей мере одним значением пороговой величины напряжения и с по меньшей мере одним значением пороговой величины поломки с соответствующей сигнализацией о возникновении в отношении вышеуказанного компенсатора (21) ситуации напряжения или ситуации риска поломки, в результате которых ухудшаются условия его целостности и/или остаточный срок службы;

– периодическое генерирование отчета касательно состояния целостности вышеуказанного компенсатора (21) и остаточного срока службы, предполагаемого для него.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанные данные деформации содержат значения растяжения или сжатия, обнаруженные посредством каждого из вышеуказанных средств (102) обнаружения деформации.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанные данные деформации содержат значения ускорения, обнаруженные посредством каждого из вышеуказанных средств (102) обнаружения деформации.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вышеуказанную обработку данных деформации осуществляют в указанном центральном блоке (3) перед передачей, посредством средства (4) удаленной передачи данных, указанного периодического отчета в по меньшей мере центр управления и/или по меньшей мере одному лицу, ответственному за наблюдение за указанной секцией (1) линии.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вышеуказанную обработку данных деформации осуществляют в центре удаленного управления после передачи, осуществленной посредством средства (4) удаленной передачи данных, причем указанный центральный блок (3) предназначен для передачи вышеуказанных необработанных данных деформации в указанный центр управления, причем последний отвечает за генерирование вышеуказанного периодического отчета.