RU2630279C1 - Pipeline operational risks management method and system for it - Google Patents
Pipeline operational risks management method and system for it Download PDFInfo
- Publication number
- RU2630279C1 RU2630279C1 RU2016114727A RU2016114727A RU2630279C1 RU 2630279 C1 RU2630279 C1 RU 2630279C1 RU 2016114727 A RU2016114727 A RU 2016114727A RU 2016114727 A RU2016114727 A RU 2016114727A RU 2630279 C1 RU2630279 C1 RU 2630279C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- defect
- norm
- deviation
- unit
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D5/00—Protection or supervision of installations
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q10/00—Administration; Management
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области управления эксплуатационным., рисками технических объектов и касается способа управления эксплуатационными рисками трубопровода, предназначенного для транспортировки газообразных и жидких веществ, например, природного газа или нефти, и системе для управления эксплуатационными рисками трубопровода.The invention relates to the field of operational management., Risks of technical objects and relates to a method for managing operational risks of a pipeline intended for transporting gaseous and liquid substances, for example, natural gas or oil, and a system for managing operational risks of a pipeline.
Магистральный трубопровод, в особенности, если он предназначен для транспорта энергоносителей, является объектом повышенной опасности. Вследствие этого, эксплуатация такого трубопровода требует обеспечения высокого уровня безопасности, своевременного выявления источников опасности и своевременного и адекватного реагирования на них.The main pipeline, especially if it is intended for energy transport, is an object of increased danger. As a result, the operation of such a pipeline requires a high level of safety, timely identification of sources of danger and timely and adequate response to them.
В настоящее время это, как правило, достигается с помощью размещения контрольно-измерительных приборов (датчиков и контроллеров) в отдельных, наиболее важных или потенциально опасных участках трубопровода. При таком подходе к эксплуатации трубопровода часть рисков минимизируется за счет постоянного повышения коэффициента готовности трубопровода (например, планово-предупредительного ремонта), другая часть рисков минимизируется за счет контроля эксплуатационных режимов в отдельно взятых точках трубопровода. Однако, остаются существенные риски, связанные с опасностью, возникающей в межремонтный период, особенно на участках, не охваченных средствами контроля.Currently, this is usually achieved by placing instrumentation (sensors and controllers) in separate, most important or potentially dangerous sections of the pipeline. With this approach to the operation of the pipeline, some of the risks are minimized by constantly increasing the availability factor of the pipeline (for example, preventive maintenance), while another part of the risks is minimized by monitoring operating conditions at individual points in the pipeline. However, significant risks remain associated with the danger arising during the overhaul period, especially in areas not covered by controls.
За последние десятилетия подходы к техническому обслуживанию оборудования менялись от планово-предупредительного ремонта к проверкам на основе оценки риска. Эта тенденция направлена на увеличение времени эксплуатации оборудования и снижение времени простоев, вызванных необходимостью аварийного ремонта или неустойчивостью функционирования оборудования, что может в конечном счете вызвать его отказ и простой.Over the past decades, equipment maintenance approaches have changed from preventative maintenance to risk-based inspections. This trend is aimed at increasing the equipment operating time and reducing downtime caused by the need for emergency repairs or instability of the equipment, which may ultimately cause its failure and downtime.
В международных и российских нормативных документах такой метод получил название RIMAP - Risk based Inspection and Maintenance Procedures (Процедуры проверок и технического обслуживания на основе оценки риска). Термин Risk based Inspection можно понимать по-разному. В одном случае - так, что проверять трубопровод следует чаще там, где выше вероятность аварии. Однако часто определить такую вероятность затруднительно. При этом в период между инспекциями состояние трубопровода практически не контролируется. В другом случае - так, что там, где эксперты рисков не усматривают, можно либо вообще не проверять трубопровод, либо проверять с большой периодичностью.In international and Russian regulatory documents, this method is called RIMAP - Risk based Inspection and Maintenance Procedures (Risk based inspection and maintenance procedures). The term Risk based Inspection can be understood in different ways. In one case - so that the pipeline should be checked more often where the probability of an accident is higher. However, it is often difficult to determine this probability. Moreover, in the period between inspections, the state of the pipeline is practically not controlled. In another case, it is so that where experts do not see any risks, you can either not check the pipeline at all, or check with great frequency.
Метод управления рисками объектов развивается во многих отраслевых кластерах, в том числе и в кластере трубопроводного транспорта энергоносителей. Например, разработаны и применяются «Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»» СТО Газпром 2-2.3-351-2009. В частности, этим стандартом при определении наиболее опасных составляющих магистральных газопроводов (разд. 5.14) рекомендуется:The facility risk management method is developing in many industry clusters, including in the cluster of energy pipeline transport. For example, “Methodological guidelines for risk analysis for hazardous production facilities of gas transmission enterprises of OAO Gazprom” were developed and applied. STO Gazprom 2-2.3-351-2009. In particular, this standard, when determining the most dangerous components of main gas pipelines (Section 5.14), recommends:
- выделение наиболее опасных участков анализируемого МГ по показателям риска;- allocation of the most dangerous sections of the analyzed MG according to risk indicators;
- сравнительный анализ рассчитанных показателей риска со среднестатистическими показателями техногенных происшествий или рекомендуемыми критериями приемлемого риска.- a comparative analysis of calculated risk indicators with the average indicators of industrial accidents or recommended criteria for acceptable risk.
При оценке и прогнозировании ожидаемых частот аварий на линейной части МГ данный стандарт предлагает (разд. 5.4) учитывать статистические данные по количеству, частоте и причинам аварий. Из этого следует, что эксплуатирующим организациям РАО Газпром рекомендуется создание, постоянная актуализация и анализ баз данных, содержащих информацию указанного рода. При этом, чем полнее будет эта база, тем более адекватным может быть прогноз аварий.When assessing and predicting the expected accident frequencies on the linear part of the MG, this standard proposes (Section 5.4) to take into account statistical data on the number, frequency and causes of accidents. It follows that the operating organizations of RAO Gazprom are encouraged to create, continuously update and analyze databases containing information of this kind. At the same time, the more complete this base, the more adequate the forecast of accidents can be.
Однако в том же разделе указанного стандарта говорится, что «корректировки среднестатистической удельной частоты аварий осуществляются с помощью … установленных экспертным путем весовых коэффициентов и шкалами балльных оценок факторов». Из этого следует, что:However, in the same section of the specified standard it is said that “adjustments to the average specific frequency of accidents are carried out using ... weighted coefficients and scales of point estimates of factors established by experts”. It follows that:
а) Оценки удельной частоты аварий производятся периодически;a) Estimates of the specific frequency of accidents are made periodically;
б) Разные группы экспертов для разных участков газопровода могут дать несогласованные оценки;b) Different groups of experts for different sections of the gas pipeline may give inconsistent estimates;
в) Влияние на трубопровод внешних факторов оценивается на основе экспертных балльных шкал и отражает реальную средовую обстановку весьма опосредованно.c) The influence of external factors on the pipeline is evaluated on the basis of expert point scales and reflects the actual environment very indirectly.
При этом рекомендация стандарта (п. 5.4.2) относительно «учета влияния на вероятность нарушения целостности МГ различных внешних и внутренних факторов: природно-климатических условий, технико-технологических, эксплуатационных и возрастных параметров МГ и других факторов, изменяющихся вдоль трассы МГ» - выглядит как пожелание, не подкрепленное ни методическими, ни инструментальными решениями.Moreover, the recommendation of the standard (paragraph 5.4.2) regarding “taking into account the influence on the probability of violation of the integrity of the MG of various external and internal factors: climatic conditions, technical, technological, operational and age parameters of the MG and other factors that vary along the MG route” - It looks like a wish, not supported by either methodological or instrumental solutions.
Из патента РФ №2563419 известна Система мониторинга (СМ) технического состояния трубопровода, принцип которой основан на выявлении неоднородностей физических полей, непрерывно измеряемых вдоль трубопровода. При выходе контролируемых неоднородностей физических полей за допустимые пределы (уставки), система извещает эксплуатационный персонал о возникновении нештатной ситуации с локализацией не хуже 1 секции трубопровода (например, до 100 м). При этом, в системе мониторинга хранится полный набор данных, характеризующий возникшую неоднородность. Исследование нештатной ситуации, включая поиск возможного дефекта и его описание, осуществляются с помощью Средств локальной диагностики трубопровода (СД). Методика проведения диагностического обследования, включающая организационные и технические рекомендации, описана, например, в СТО Газпром 2-2.3-095-2007. После выявления дефекта трубопровода эксплуатационные персонал с помощью Системы управления (СУ) трубопроводом осуществляет необходимые мероприятия по изолированию, парированию и/или устранению выявленного дефекта. В качестве примера применяемой системы управления трубопроводом может быть указан комплекс линейной телемеханики «Магистраль-2».From the patent of the Russian Federation No. 2563419, a Monitoring System (SM) of the technical condition of the pipeline is known, the principle of which is based on the identification of heterogeneities of physical fields continuously measured along the pipeline. When the controlled inhomogeneities of the physical fields go beyond the permissible limits (settings), the system notifies operating personnel of an emergency situation with localization of at least 1 section of the pipeline (for example, up to 100 m). Moreover, the monitoring system stores a complete set of data characterizing the heterogeneity that has arisen. An emergency investigation, including the search for a possible defect and its description, is carried out using the Local Diagnostics of the Pipeline (DM). The diagnostic inspection procedure, including organizational and technical recommendations, is described, for example, in STO Gazprom 2-2.3-095-2007. After identifying a pipeline defect, operating personnel, using the Pipeline Management System (SU), take the necessary measures to isolate, parry and / or eliminate the detected defect. As an example of the applied pipeline control system, the Magistral-2 linear telemechanics complex can be indicated.
Известны также системы управления ресурсами (СУР), задачей которых является «оценка текущего технического состояния трубопровода и дальнейшего оптимального планирования эксплуатационных, ремонтных и строительных мероприятий, направленных на повышение целостности и надежности трубопроводно-транспортной системы». В качестве примера такой системы можно привести программный комплекс ITT PIMS.Resource management systems (RMS) are also known, the task of which is “assessment of the current technical condition of the pipeline and further optimal planning of operational, repair and construction measures aimed at improving the integrity and reliability of the pipeline transport system”. An example of such a system is the ITT PIMS software package.
Следует отметить, что ни одна из перечисленных выше систем, а также ни одно их подмножество не обладают способностью управления эксплуатационными рисками магистрального трубопровода.It should be noted that none of the above systems, as well as any of their subsets, have the ability to manage operational risks of the main pipeline.
В качестве системообразующего элемента, дающего возможность эксплуатирующему персоналу управлять эксплуатационными рисками трубопровода, предлагается система управления рисками на основе вышеизложенного способа.As a backbone element that enables operating personnel to manage the operational risks of the pipeline, a risk management system based on the foregoing method is proposed.
Таким образом, наиболее близким аналогом изобретения являются способ и система, раскрытые в патенте РФ №2563419. Указанный способ представляет собой способ мониторинга технического состояния трубопровода, включающий измерение параметров текущего состояния трубопровода датчиками, установленными на трубопроводе, определение отклонения текущих параметров состояния трубопровода от нормы, получение адаптированной к текущему состоянию модели состояния трубопровода и оценку дальнейшего состояния трубопровода с учетом полученной адаптированной модели, отличающийся тем, что в качестве текущих параметров состояния трубопровода в непрерывном режиме измеряют магнитное, электрическое, тепловое и акустическое поля, при этом используют распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций, анализируют отклонения измеренных полей от нормы, выявляют на трубопроводе участки проявления отклонений, осуществляют местную диагностику состояния трубопровода в указанных участках и, при отсутствии неисправности, адаптируют модель состояния трубопровода к текущему состоянию путем включения в указанную модель описания выявленного отклонения.Thus, the closest analogue of the invention is the method and system disclosed in the patent of the Russian Federation No. 2563419. The specified method is a method for monitoring the technical condition of the pipeline, including measuring the parameters of the current state of the pipeline with sensors installed on the pipeline, determining the deviation of the current parameters of the state of the pipeline from the norm, obtaining a model of the state of the pipeline adapted to the current state and assessing the further state of the pipeline taking into account the adapted model obtained, characterized in that as the current parameters of the state of the pipeline in continuous mode e measure magnetic, electric, thermal and acoustic fields, while using distributed or quasi-distributed fiber-optic sensors located continuously along the entire length of the pipeline in the form of sections, analyze deviations of the measured fields from the norm, identify areas of deviations on the pipeline, carry out local diagnostics pipeline in the indicated sections and, in the absence of malfunction, adapt the pipeline state model to the current state by including it in the specified model Description of the identified deviation.
Указанная система представляет собой систему мониторинга технического состояния трубопровода, содержащую набор датчиков для измерения параметров текущего состояния трубопровода, систему сбора данных и систему обработки измеренных параметров состояния трубопровода, отличающуюся тем, что в ней использованы распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций для измерения в непрерывном режиме магнитного, электрического, теплового и акустического полей, при этом система мониторинга снабжена блоком хранения данных измеренных полей, блоком анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода, блоком адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, блоком формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода и устройством отображения информации, причем система сбора данных подключена к блоку хранения данных измеренных полей, который подключен к блоку анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода, который первым выходом подключен к блоку адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, а вторым выходом - к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, а блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию подключен к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, который подключен к устройству отображения информации.The specified system is a system for monitoring the technical condition of the pipeline, containing a set of sensors for measuring parameters of the current state of the pipeline, a data collection system and a processing system for the measured parameters of the state of the pipeline, characterized in that it uses distributed or quasi-distributed fiber-optic sensors located continuously throughout the length of the pipeline in the form of sections for continuous measurement of the magnetic, electric, thermal and acoustic fields her, while the monitoring system is equipped with a unit for storing data of the measured fields, a unit for analyzing deviations of the current state parameters of the pipeline, a unit for adapting the model of the state of the pipeline to the current state, a unit for generating data on the deviation of the current state of the pipeline from the state model of the pipeline and an information display device, wherein data is connected to the measured data field data storage unit, which is connected to the deviation analysis unit of the current state parameters of the pipeline, the first output is connected to the adaptation unit of the pipeline state model to the current state, and the second output to the data generation unit about the deviation of the current state of the pipeline from the pipeline state model, and the adaptation unit of the pipeline state model to the current state is connected to the current state deviation data generation unit pipeline from the state model of the pipeline, which is connected to the information display device.
Недостатком наиболее близкого аналога является применение методологии RIMAP, предполагающей опосредованность самого понятия «риск», когда между реальной опасностью и необходимостью реакции на нее стоит некий интерпретатор, например группа экспертов. При этом RIMAP является методологией, в которой присутствует несколько последовательных и зачастую - «офф-лайновых» звеньев: сбор информации о потенциально опасных участках трубопровода, ее статистическая обработка и регистрация, экспертная оценка, проведение профилактических или ремонтных мероприятий. Способ и система, раскрытые в патенте РФ №2563419, не позволяют управлять эффективно эксплуатационными рисками трубопровода при наличии дефектов.The drawback of the closest analogue is the use of the RIMAP methodology, which assumes the mediation of the concept of “risk”, when there is a certain interpreter, for example, a group of experts, between the real danger and the need to respond to it. At the same time, RIMAP is a methodology in which there are several sequential and often “off-line” links: collecting information about potentially dangerous sections of the pipeline, its statistical processing and registration, expert evaluation, and carrying out preventive or repair measures. The method and system disclosed in the patent of the Russian Federation No. 2563419, do not allow to manage effectively the operational risks of the pipeline in the presence of defects.
Таким образом, задачей настоящего изобретения является создание способа и системы, лишенных вышеописанных недостатков.Thus, it is an object of the present invention to provide a method and system devoid of the above disadvantages.
Задача решается за счет создания способа управления эксплуатационными рисками трубопровода, включающего мониторинг технического состояния трубопровода посредством измерения магнитного, электрического, теплового и акустического полей в качестве параметров текущего состояния трубопровода при помощи распределенных или квазираспределенных волоконно-оптических датчиков, расположенных непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций, анализа отклонения измеренных полей от нормы, включенной в модель состояния трубопровода, выявления на трубопроводе участков проявления отклонений и осуществления местной диагностики состояния трубопровода в указанных участках, отличающегося тем, что в случае обнаружения дефекта трубопровода при местной диагностике включают описание дефекта в модель состояния трубопровода для обнаружения указанного или аналогичного дефекта в дальнейшем или для предупреждения его возникновения.The problem is solved by creating a method for managing operational risks of the pipeline, including monitoring the technical condition of the pipeline by measuring magnetic, electric, thermal and acoustic fields as parameters of the current state of the pipeline using distributed or quasi-distributed fiber-optic sensors located continuously along the entire length of the pipeline in the form sections, analysis of the deviation of the measured fields from the norm included in the pipeline state model, revealed on the pipeline of areas of manifestation of deviations and local diagnostics of the state of the pipeline in these areas, characterized in that if a defect in the pipeline is detected during local diagnostics, a description of the defect is included in the pipeline state model to detect a specified or similar defect in the future or to prevent its occurrence.
Также задача решается за счет создания системы управления эксплуатационными рисками трубопровода, включающей систему мониторинга технического состояния трубопровода, содержащую распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций для измерения в непрерывном режиме магнитного, электрического, теплового и акустического полей, блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, блок формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, устройство отображения информации, средства местной диагностики, систему управления трубопроводом и систему управления ресурсами трубопровода, отличающейся тем, что она дополнительно содержит блок обработки и хранения данных, характеризующих отклонение измеренных полей от нормы, блок определения коэффициента корреляции между показателями, характеризующими отклонение измеренных полей от нормы, и показателями, характеризующими дефект, полученными при местной диагностике, блок ведения каталога дефектов и блок прогнозирования дефектов, при этом блок обработки и хранения данных подключен к блоку определения коэффициента корреляции, который подключен к блоку ведения каталога дефектов, который подключен к блоку прогнозирования дефектов.The problem is also solved by creating a pipeline operational risk management system, including a pipeline technical condition monitoring system containing distributed or quasi-distributed fiber-optic sensors located continuously along the entire length of the pipeline in the form of sections for continuous measurement of magnetic, electric, thermal and acoustic fields , a block for adapting a model of a state of a pipeline to a current state, a block for generating data on deviation of a current state the pipeline from the pipeline state model, an information display device, local diagnostic tools, a pipeline management system and a pipeline resource management system, characterized in that it further comprises a processing and storage unit for data characterizing deviation of the measured fields from the norm, a unit for determining the correlation coefficient between the indicators, characterizing the deviation of the measured fields from the norm, and indicators characterizing the defect obtained by local diagnostics, the reference block to a defect catalog and a defect prediction unit, wherein the data processing and storage unit is connected to a correlation coefficient determination unit that is connected to a defect catalog maintenance unit that is connected to a defect prediction unit.
Техническим результатом изобретения является создание полного пространственного и временного охвата трубопровода средствами выявления рисков его состояния; выявление возникновения эксплуатационных рисков трубопровода и реагирование на них в реальном масштабе времени; исключение экспертного звена из процедуры оценки величины выявленных рисков, обеспечение возможности управления активами магистрального трубопровода на основе выявленных рисков и повышение эффективности управления эксплуатационными рисками трубопровода при установлении наличия дефектов, в частности, за счет обнаружения или предупреждения появления таких или аналогичных дефектов в дальнейшем.The technical result of the invention is the creation of full spatial and temporal coverage of the pipeline by means of identifying risks of its condition; identification of the occurrence of operational risks of the pipeline and response to them in real time; exclusion of the expert link from the procedure for assessing the magnitude of the identified risks, providing the ability to manage the assets of the main pipeline on the basis of the identified risks and increasing the efficiency of managing operational risks of the pipeline when defects are detected, in particular by detecting or preventing the occurrence of such or similar defects in the future.
Изобретение поясняется следующими фигурами:The invention is illustrated by the following figures:
Фиг. 1 - реализация способа управления эксплуатационными рисками трубопровода.FIG. 1 - implementation of a method for managing operational risks of a pipeline.
Зоны ответственности перечисленных групп компетенций показаны горизонтальными областями. Действия, последовательно отражающие шаги реализации способа, показаны в виде пронумерованных функциональных блоков, соотнесенных с группами компетенций. Результаты выполнения функций и переходы от одного функционального блока к другому показаны поименованными стрелками.The areas of responsibility of the listed competency groups are shown by horizontal areas. Actions sequentially reflecting the steps of the method implementation are shown in the form of numbered functional blocks correlated with competence groups. The results of the execution of functions and transitions from one functional block to another are shown by named arrows.
Фиг. 2 - структура системы управления эксплуатационными рисками магистрального трубопровода.FIG. 2 - structure of the operational risk management system of the main pipeline.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Известны волоконно-оптические датчики физических полей распределенного и квазираспределенного типов, отличающиеся по степени локализации измеряемого параметра. Так, в распределенных датчиках параметр может быть измерен в любой точке волокна, а в квазираспределенных датчиках - в специально созданных участках волокна, располагаемых сколь угодно близко друг от друга.Known fiber-optic sensors of physical fields of distributed and quasi-distributed types, differing in the degree of localization of the measured parameter. So, in distributed sensors, the parameter can be measured at any point of the fiber, and in quasi-distributed sensors - in specially created sections of fiber located arbitrarily close to each other.
На трубопровод устанавливается система мониторинга технического состояния по патенту РФ №2563419, которая выявляет в реальном времени наличие и скорость развития неоднородностей физических полей. Выявленные неоднородности по каждому физическому полю описываются семейством функций <F>, числовые значения которых постоянно актуализируются в ходе мониторинга.A technical condition monitoring system according to the patent of the Russian Federation No. 2563419 is installed on the pipeline, which detects in real time the presence and rate of development of inhomogeneities of physical fields. The identified heterogeneities for each physical field are described by a family of functions <F>, the numerical values of which are constantly updated during monitoring.
Выход показателей неоднородностей физических полей за допустимые пределы (скорость развития или миграции неоднородностей) рассматривается как риск, связанный с влиянием на работоспособность трубопровода внутренних и/или внешних источников потенциальной опасности. Показатели, характеризующие отклонение измеренных полей от нормы (выход за уставки) можно назвать Полевым Индикатором Риска (ПИР).The excess of the indicators of physical field heterogeneities beyond the permissible limits (the rate of development or migration of heterogeneities) is considered as a risk associated with the impact on the operability of the pipeline of internal and / or external sources of potential danger. Indicators characterizing the deviation of the measured fields from the norm (going beyond the settings) can be called the Field Risk Indicator (PIR).
ПИР по каждому виду физических полей в соответствии со способом по патенту РФ №2563419, выражается числовыми показателями (в виде значений полевых функций F, а также их первых и вторых производных по времени и координате). Величина этих числовых показателей характеризует степень риска, связанного с этим ПИР, и не требует какой-либо дополнительной экспертной оценки риска.PIR for each type of physical field in accordance with the method according to the patent of the Russian Federation No. 2563419, is expressed by numerical indicators (in the form of values of the field functions F, as well as their first and second derivatives in time and coordinate). The value of these numerical indicators characterizes the degree of risk associated with this PIR and does not require any additional expert risk assessment.
Если выявленные ПИР достаточно велики, то система мониторинга автоматически локализует (указывает местонахождение) участков проявления ПИР (например, с точностью до секции), т.е. автоматически идентифицирует потенциально опасные участки трубопровода.If the identified PIDs are large enough, then the monitoring system automatically localizes (indicates the location) the PIP manifestation sites (for example, accurate to the section), i.e. automatically identifies potentially hazardous sections of the pipeline.
Созданная, например, в соответствии с «СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Методическими указаниями по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов» команда специалистов осуществляет местную диагностику состояния трубопровода в местах локализации ПИР и документирует выявленные дефекты (составляет перечень дефектов, выполняет их классификацию по имеющимся отраслевым справочникам, а также количественное и качественное описание выявленных дефектов).Created, for example, in accordance with STO Gazprom 2-2.3-095-2007. Guidelines for the diagnostic examination of the linear part of the main gas pipelines ”, a team of specialists carries out local diagnostics of the state of the pipeline in the areas of PIR localization and documents the detected defects (compiles a list of defects, classifies them according to available industry directories, as well as a quantitative and qualitative description of the detected defects).
Далее, на основании информации о выявленных дефектах, эксплуатирующий персонал принимает меры к устранению выявленного дефекта. В соответствии с отраслевыми нормативными требованиями эксплуатирующие организации вносят описания и числовые показатели выявленных в ходе диагностики дефектов трубопровода в соответствующую базу данных. Числовые показатели выявленных ПИР автоматически сохраняются в системе мониторинга (в Блоке анализа отклонения текущих параметров состояния трубопровода). Таким образом, в ходе эксплуатации для каждого участка трубопровода (например, для дистанции) создаются и постоянно актуализируются два комплекта данных:Further, on the basis of information about the identified defects, the operating personnel takes measures to eliminate the detected defect. In accordance with industry regulatory requirements, operating organizations enter descriptions and numerical indicators of pipeline defects detected during diagnostics into the appropriate database. The numerical indicators of the identified PIR are automatically saved in the monitoring system (in the Deviation Analysis Unit of the current state parameters of the pipeline). Thus, during operation, for each section of the pipeline (for example, for a distance) two sets of data are created and constantly updated:
1. Перечень ПИР и их числовые показатели, хранимые в Системе управления рисками;1. The list of PIR and their numerical indicators stored in the Risk Management System;
2. Перечень дефектов трубопровода и их числовые показатели, выявленные и документированные в ходе местной диагностики и хранимые в системе управления трубопроводом.2. The list of pipeline defects and their numerical indicators identified and documented during local diagnostics and stored in the pipeline control system.
Таким образом, составляется описание дефекта, включающее показатели, характеризующие отклонение измеренных полей от нормы, и показатели, характеризующие дефект, полученные при местной диагностике.Thus, a description of the defect is compiled, including indicators characterizing the deviation of the measured fields from the norm, and indicators characterizing the defect obtained by local diagnostics.
Далее, с помощью статистических методов автоматически вычисляются корреляции между элементами обоих списков и определяют коэффициент корреляции между показателями, характеризующими отклонение измеренных полей от нормы, и показателями, характеризующими дефект, полученными при местной диагностике, а именно:Further, using statistical methods, correlations between the elements of both lists are automatically calculated and the correlation coefficient between the indicators characterizing the deviation of the measured fields from the norm and the indicators characterizing the defect obtained by local diagnostics is determined, namely:
Устанавливается, встречается ли данный ПИР одновременно с каким-либо из выявленных дефектов трубопровода; проверяется наличие корреляции между динамикой изменения ПИР (скорость роста или скорость миграции) и значимостью обнаруженного дефекта; проверяется наличие корреляции между ПИР по определенному физическому полю и типом установленного дефекта (определенным по отраслевому классификатору дефектов); проверяется наличие корреляции между выявленным конкретным дефектом и одновременным проявлением нескольких ПИР по разным физическим полям (эффекты второго порядка);It is established whether this PIR occurs simultaneously with any of the identified pipeline defects; checks for a correlation between the dynamics of PIR changes (growth rate or migration rate) and the significance of the detected defect; the correlation between the PIR for a specific physical field and the type of defect detected (determined by the industry classifier of defects) is checked; the presence of a correlation between the identified specific defect and the simultaneous manifestation of several PIR in different physical fields (second-order effects) is checked;
Таким образом, установленные коэффициенты корреляции «ПИР/дефект» являются оценкой вероятности обнаружения дефекта при выявлении соответствующего Полевого индикатора риска. Иными словами, коэффициент корреляции характеризует степень риска проявления дефекта при совпадении показателей, характеризующих отклонения измеренных полей от нормы в текущий момент времени, с соответствующими показателями, характеризующими отклонения измеренных полей от нормы, полученными ранее.Thus, the established PIR / defect correlation coefficients are an estimate of the probability of detecting a defect when identifying the corresponding Field Risk Indicator. In other words, the correlation coefficient characterizes the degree of risk of a defect when the indicators characterizing the deviations of the measured fields from the norm at the current time coincide with the corresponding indicators characterizing the deviations of the measured fields from the norm, obtained earlier.
Числовые характеристики семейства полевых функций <FПИР> по всем физическим полям для однажды выявленного ПИР статистически обрабатываются и хранятся в системе мониторинга вплоть до момента выявления и описания связанного с ним дефекта трубопровода. При этом все данные по полевым функциям, относящимся к конкретному ПИР, снимаются системой мониторинга в реальном времени с малым временным дискретом (например, 1 миллисекунда) и к ним могут быть применены математические методы оптимальной цифровой фильтрации (выделение слабых сигналов на фоне сильного шума) и гармонического анализа (появление новых гармоник или изменение показателей существующих гармоник).The numerical characteristics of the family of field functions <F PIR > for all physical fields for a once detected PIR are statistically processed and stored in the monitoring system until the moment of detection and description of the pipeline defect associated with it. Moreover, all data on field functions related to a specific PIR is taken by a real-time monitoring system with a small time discrete (for example, 1 millisecond) and mathematical methods of optimal digital filtering can be applied to them (the selection of weak signals against a background of strong noise) and harmonic analysis (the appearance of new harmonics or changes in the indicators of existing harmonics).
Совокупность полевых данных, позволяющих однозначно идентифицировать состояние физических полей в месте и в момент проявления дефекта, можно назвать Сигнатурой Полевого Индикатора Риска SПИР.Сигнатура ПИР представляет собой аналитическое, табличное или графическое описание функций отклонения измеренных полей от нормы и/или их производных по времени или направлению. Для удобства интерпретации ряд показателей, включенных в состав сигнатуры, целесообразно представлять в графическом виде. Например, в качестве Сигнатуры Полевого Индикатора Риска SПИР можно использовать:The set of field data that allows to unambiguously identify the state of physical fields at the place and at the time the defect occurs can be called the Signature of the Field Risk Indicator S PIR. The PIR signature is an analytical, tabular or graphical description of the functions of the deviation of the measured fields from the norm and / or their derivatives with respect to time or direction. For ease of interpretation, it is advisable to present a number of indicators included in the structure of the signature in graphical form. For example, as a Signature of a Field Risk Indicator S PIR, you can use:
1. Аналитическое, табличное или графическое описание функций отклонения измеренных полей от нормы и/или их производных по времени или направлению.1. An analytical, tabular or graphical description of the functions of the deviation of the measured fields from the norm and / or their derivatives in time or direction.
2. Совокупность локальных пиков функций отклонения измеренных полей от нормы и/или их производных по времени или направлению.2. The set of local peaks of the functions of the deviation of the measured fields from the norm and / or their derivatives in time or direction.
3. Совокупность амплитуд и частот гармоник функций отклонения измеренных полей от нормы.3. The set of amplitudes and frequencies of harmonics of the functions of the deviation of the measured fields from the norm.
К моменту выявления и описания дефекта DПИР, связанного с данным ПИР, в системе мониторинга формируется статистически представительная и устойчивая сигнатура SПИР из полевых функций и их производных, а также спектра гармоник, характерных для этого ПИР. В дальнейшем, если подобная сигнатура S будет наблюдаться у другого ПИР, с известной вероятностью следует ожидать, что соответствующий этому ПИР дефект D будет иметь такие же характеристики, что и у предыдущего ПИР.By the time of identifying and describing the PIR defect D associated with this PID, a statistically representative and stable signature S PIR is formed in the monitoring system from field functions and their derivatives, as well as the spectrum of harmonics characteristic of this PIR. In the future, if a similar signature S is observed in another PIR, with a certain probability it should be expected that the defect D corresponding to this PIR will have the same characteristics as the previous PIR.
Оценка условной вероятности обнаружения дефекта DПИР по результатам анализа выявленной сигнатуры SПИР осуществляется на основе коэффициентов корреляции «ПИР/дефект».The conditional probability of detecting a PIR defect D is estimated based on the results of the analysis of the detected PIR signature S based on the PIR / defect correlation coefficients.
Далее, на основе полученных совокупностей полевых данных (сигнатур) и коррелирующих с ними дефектов создают классификатор дефектов для определения типа дефекта. На основе классификатора дефектов описывают выявленные в ходе местной диагностики дефекты и создают каталог дефектов. В классификаторе дефектов множество выявляемых на трубопроводе дефектов группируют в подмножества, называемые классами. Например, заданы: информация о классах, описание всего множества и описание информации об дефекте, принадлежность которого к определенному классу неизвестна. Требуется по имеющейся информации о классах и описании дефекта установить, к какому классу относится этот дефект. Постановка и существующие методы распознавания образов описаны в известном уровне техники. Соответствие классифицированного дефекта полевому образу дефекта устанавливается на основе оценки условной вероятности обнаружения дефекта DПИР по результатам анализа выявленной сигнатуры SПИР.Further, on the basis of the obtained sets of field data (signatures) and the defects correlating with them, a defect classifier is created to determine the type of defect. Based on the defect classifier, the defects identified during local diagnostics are described and a catalog of defects is created. In a defect classifier, a plurality of defects detected in a pipeline are grouped into subsets called classes. For example, given are: information about classes, a description of the entire set, and description of information about a defect whose membership in a particular class is unknown. According to the available information about the classes and the description of the defect, it is required to establish to which class this defect belongs. The setting and existing methods of pattern recognition are described in the prior art. Correspondence of the classified defect to the field image of the defect is established on the basis of an assessment of the conditional probability of detecting a defect D PIR according to the analysis of the identified signature S PIR .
Далее по результатам анализа совокупностей полевых данных, накопленных за установленный временной интервал на установленном участке трубопровода, с использованием каталога дефектов составляют прогнозную дефектную ведомость (ПДВ) этого участка трубопровода, на основе которой принимают решение о проведении мероприятий по устранению дефектов или предупреждению их возникновения.Further, based on the analysis of the totals of field data accumulated over a specified time interval at a specified section of the pipeline, using the catalog of defects, a forecast defective list (PDV) of this section of the pipeline is compiled, on the basis of which they decide to take measures to eliminate defects or prevent their occurrence.
По совокупности ПДВ, составляемых в соответствии с техническим регламентом эксплуатирующей организации, вырабатываются мероприятия по управлению рисками трубопровода, а именно, по устранению дефектов или предупреждению их возникновения, такие как проведение внеплановой диагностики и/или предупредительного ремонта, изменение эксплуатационных режимов трубопровода или реконструкция трубопровода.Based on the set of MPEs compiled in accordance with the technical regulations of the operating organization, measures are taken to manage pipeline risks, namely, to eliminate defects or prevent their occurrence, such as unscheduled diagnostics and / or preventive repairs, changes in pipeline operating conditions or pipeline reconstruction.
Таким образом, в ходе мониторинга технического состояния трубопровода и местной диагностики создают постоянно обновляемый список пар «неоднородность поля, вышедшая за уставку (прогнозируемый риск) - выявленный дефект (реализовавшийся риск)», описывают количественные показатели пар неоднородностей физических полей и установленных дефектов, выявляют наличие в списке повторяемости показателей в парах, рассматривают показатели повторяющихся неоднородностей физических полей как полевые образы соответствующих дефектов и каталогизируют эти полевые образы дефектов; выявляют факты приближения (но невыхода за пределы) показателей неоднородностей физических полей к установленным уставкам, сравнивают показатели таких неоднородностей с каталогизированными полевыми образами дефектов, и, при нахождении в каталоге описанного полевого образа дефекта, рассматривают такое совпадение как риск появления соответствующего дефекта трубопровода, составляют прогнозную ведомость дефектов для тех участков трубопровода, на которых эти факты приближения выявлены и минимизируют этот риск посредством ремонтно-профилактических мероприятий на этих участках трубопровода.Thus, in the course of monitoring the technical condition of the pipeline and local diagnostics, a constantly updated list of pairs “field heterogeneity that goes beyond the set point (predicted risk) - detected defect (realized risk)” is created, quantitative indicators of physical field heterogeneity pairs and identified defects are described, and the presence of in the repeatability list of indicators in pairs, consider indicators of repeated heterogeneities of physical fields as field images of the corresponding defects and catalog these field images of defects; reveal the facts of approaching (but not going beyond) the indices of physical field inhomogeneities to the established settings, compare the indices of such inhomogeneities with the cataloged field images of defects, and, if the described field image of the defect is in the catalog, consider such a coincidence as the risk of the corresponding pipeline defect, make up the forecast list of defects for those sections of the pipeline in which these facts of approximation are identified and minimize this risk through repair ilakticheskih activities in these areas of the pipeline.
В способе по изобретению выход показателей неоднородностей физических полей за пределы нормы рассматривается как риск; величина этих числовых показателей характеризует степень риска, связанного с этим ПИР, и не требует какой-либо дополнительной экспертной оценки риска; риски выявляются в он-лайновом режиме; участки проявления ПИР автоматически локализуют потенциально опасные участки трубопровода; установленные коэффициенты корреляции «ПИР/дефект» являются оценкой вероятности обнаружения дефекта при выявлении соответствующего ПИР; проактивное управление рисками на основе применения Прогнозной Дефектной Ведомости.In the method according to the invention, the output of indicators of inhomogeneities of physical fields outside the norm is considered as a risk; the value of these numerical indicators characterizes the degree of risk associated with this PIR and does not require any additional expert risk assessment; risks are identified on-line; areas of PIR manifestation automatically localize potentially dangerous sections of the pipeline; the established PIR / defect correlation coefficients are an estimate of the probability of defect detection when the corresponding PIR is detected; proactive risk management based on the application of the Forecast Defective List.
Способ реализуется персоналом, эксплуатирующим магистральный трубопровод, разбитым на пять групп компетенций:The method is implemented by personnel operating the main pipeline, divided into five groups of competencies:
Персонал, занятый в мониторинге технического состояния трубопровода;Personnel engaged in monitoring the technical condition of the pipeline;
Персонал, занятый управлением эксплуатационными рисками трубопровода;Personnel involved in managing operational risks of the pipeline;
Персонал, осуществляющий местную диагностику дефектов трубопровода;Personnel performing local diagnostics of pipeline defects;
Персонал, осуществляющий управление технологическим процессом транспорта продуктовой среды;Personnel involved in the management of the technological process of the transport of the product environment;
Персонал, отвечающий за планирование эксплуатационных, ремонтных и строительных мероприятий, направленных на повышение целостности и надежности трубопроводно-транспортной системы.Personnel responsible for planning operational, repair and construction activities aimed at improving the integrity and reliability of the pipeline transport system.
Один из вариантов воплощения способа заключается в следующем. По результатам выявления и измерения развития неоднородностей физических полей трубопровода 1 определяют, превышены ли уставки. При этом после получения числовых значений полевых функций <F>, зафиксированных в момент проявления ПИР запрашивают и сохраняют данные о выявленном ПИР 2. Если уставки превышены, происходит формирование Полевого Индикатора Риска (ПИР). Далее получают массив <FПИР> и формируют сигнатуру ПИР 3. Сигнатуры ПИР представляют в графическом виде и анализируют 4, после чего формируют и комплектуют диагностическую бригаду 5 и выполняют местную диагностику трубопровода 6. В случае отсутствия дефекта паспортируют ПИР и снимают его с анализа 7. В случае выявления дефекта описывают его 8, создают карточку дефекта и устраняют или парируют дефект 10. При этом с помощью описания дефекта <DПИР> в терминах классификатора и числовых представлений сигнатур <SПИР> вычисляют корреляции между <SПИР> и <DПИР> 11 и определяют условную вероятность дефекта Р(D|S). Также, после описания дефекта 8, используя данные по дефектам, актуализируют базу данных по дефектам 9. Далее с использованием условной вероятности дефекта Р(D|S), записи базы данных по дефектам и числовых представлений сигнатур <SПИР> актуализируют каталог полевых образов дефектов 12, получают классификатор дефектов, использующийся при описании дефекта, также получают полевые синдромы дефектов, прогнозируют дефекты трубопровода на основе анализа сигнатур 13 и составляют прогнозную дефектную ведомость, на основе которой принимают превентивные меры по минимизации эксплуатационных рисков 14, вырабатывая поток работ и ресурсов или план обследований трубопровода.One embodiment of the method is as follows. According to the results of identifying and measuring the development of inhomogeneities of the physical fields of the
В предпочтительном варианте осуществления изобретения система содержит блок информационного обмена, при помощи которого она получает информацию от системы мониторинга и средств местной диагностики и передает ее в систему управления ресурсами. Входы блока информационного обмена могут быть подключены к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода, средствам местной диагностики, блоку обработки и хранения данных, блоку прогнозирования дефектов и системе управления трубопроводом, а выходы подключены к устройству отображения информации, блоку определения коэффициента корреляции, блоку обработки и хранения данных и к системе управления ресурсами. Выходы блока обработки и хранения данных могут быть подключены к блоку определения коэффициента корреляции, блоку ведения каталога дефектов и блоку прогнозирования дефектов. В блоке обработки и хранения данных обрабатываются и хранятся совокупности полевых данных, позволяющих однозначно идентифицировать состояние физических полей в месте и в момент проявления дефектов.In a preferred embodiment of the invention, the system comprises an information exchange unit, by means of which it receives information from the monitoring system and local diagnostic tools and transfers it to the resource management system. The inputs of the information exchange unit can be connected to the data generation unit about the deviation of the current state of the pipeline, local diagnostic tools, the data processing and storage unit, the defect prediction unit and the pipeline control system, and the outputs are connected to the information display device, the correlation coefficient determination unit, the processing unit and data storage and resource management system. The outputs of the data processing and storage unit can be connected to the correlation coefficient determination unit, the defect catalog maintenance unit, and the defect prediction unit. In the data processing and storage unit, sets of field data are processed and stored, which make it possible to uniquely identify the state of physical fields at the place and at the time the defects appear.
Позицией 15 обозначена система мониторинга (СМ), содержащая блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию 16, блок формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода 17 и устройство отображения информации 18. Позицией 19 обозначены средства местной диагностики дефектов трубопровода, наличие, состав и порядок использования которых предписываются нормативными документами владельцев трубопровода.Position 15 denotes a monitoring system (SM) containing a unit for adapting a model of a state of a pipeline to a
Система идентификации и прогнозирования дефектов (СИПД) обозначена позицией 20. В ее состав входят:The system for identifying and predicting defects (SIPD) is indicated at 20. It consists of:
- блок 21 информационного обмена, с помощью которого осуществляется информационное взаимодействие как между внутренними блоками СИПД, так и между СИПД системой и смежными системами;- block 21 information exchange, with the help of which information interaction is carried out both between the internal blocks of the SIPD, and between the SIPD system and related systems;
- блок 22 обработки и хранения данных о выявленных ПИР, задачей которого является вычисление сигнатур в цифровом и графическом представлении и предоставление этой информации в смежные блоки;- a
- блок 23 определения коэффициента корреляции «ПИР-Дефект», вычисляющий а) коэффициенты корреляции между фактически установленными дефектами и индикаторами риска и б) условные вероятности обнаружения дефекта в зависимости от сигнатуры ПИР;- PIR-Defect correlation
- блок 24 ведения каталога дефектов, являющийся базой данных, в которой хранятся описания всех ранее установленные дефектов, сопоставленные им сигнатуры и вычисленные для них условные вероятности (Дефект|Сигнатура);- a defect
- блок 25 прогнозирования дефектов, задачей которого является поиск для полевой сигнатуры, зафиксированной системой мониторинга на любом участке трубопровода в произвольный момент времени, наиболее близкой сигнатуры, для которой был ранее установлен конкретный дефект. Критерии установления близости сигнатур могут быть либо изначально нормированы, либо задаваться извне персоналом, управляющим эксплуатационными рисками трубопровода. Результатом работы блока 25 является выдача списка потенциальных дефектов участка трубопровода, сформированного на основе анализа полевых сигнатур, зафиксированных системой мониторинга на этом участке. В соответствии с ранее введенным определением, назовем такой список прогнозной дефектной ведомостью этого участка трубопровода.-
- система 26 управления ресурсами является внешним информационным абонентом по отношению к системе управления эксплуатационными рисками. Именно по ее запросу осуществляется сбор информации о состоянии трубопровода в системе мониторинга 15 и подготовка прогнозных дефектных ведомостей в блоке прогнозирования дефектов 25.- the
Система мониторинга 15 непрерывно анализирует динамику изменения физических полей трубопровода, и, в случае выхода изменений за допустимые пределы, выдает в СИПД 20 соответствующий сигнал. СИПД интерпретирует этот сигнал как индикатор возникновения эксплуатационного риска (ПИР, полевой индикатор риска). По получении этого сигнала СИПД считывает из СМ массив данных по состоянию физических полей, описывающий этот ПИР, анализирует информацию с помощью блока 22 и выдает данные на Устройство отображения информации 18 СМ в удобном для интерпретации графическом виде. На основе этой информации эксплуатирующий персонал формирует задание на проведение местной диагностики по данному ПИР-инциденту. Задание формируется и выдается в СД в формализованном виде, дающем необходимую информацию для формирования диагностической бригады и комплектования оборудованием.The monitoring system 15 continuously analyzes the dynamics of changes in the physical fields of the pipeline, and, in the case of changes beyond the permissible limits, issues an appropriate signal to the SIPD 20. SIPD interprets this signal as an indicator of the occurrence of operational risk (PIR, field risk indicator). Upon receipt of this signal, the SIPD reads from the SM an array of data on the state of the physical fields describing this PIR, analyzes the
После проведения необходимых диагностических процедур, вытекающих из полученного задания, бригада либо подтверждает наличие дефекта, либо не обнаруживает дефекта. В последнем случае, на основании заключения бригады, СИПД снимает данный ПИР с контроля, а с помощью блока адаптации модели 16 персонал формирует для данного ПИР соответствующие уставки. Если же дефект, соответствующий заданию, выявлен на трубопроводе, диагностическая бригада составляет карточку дефекта в формальном виде, пригодном для занесения описания этого дефекта в базу данных по дефектам, созданную и поддерживаемую в СД. На основании карточки дефекта эксплуатационный персонал с помощью СУ устраняет выявленный дефект. Этим завершается процедура управления реализовавшимся риском, первоначально указанным системой мониторинга как полевой индикатор риска (ПИР). Описанный цикл можно назвать «Реактивное управление эксплуатационным риском трубопровода», поскольку он является реакцией на реализовавшийся риск. Однако, методология управления рисками RIMAP, в первую очередь, направлена на предупреждение реализации возникшего риска. Поэтому Система управления эксплуатационными рисками, как инструмент RIMAP, наиболее эффективна в цикле «проактивное управление эксплуатационным риском трубопровода».After carrying out the necessary diagnostic procedures arising from the received task, the team either confirms the presence of a defect or does not detect a defect. In the latter case, based on the conclusion of the brigade, the SIPD removes this design and survey from the control, and using the adaptation block of
Цикл проактивного управления рисками инициируется системой управления ресурсами 26, по запросу которой блок 21 информационного обмена запрашивает данные из блока 17 Системы мониторинга для затребованного участка трубопровода (например, дистанции в терминах патента №2563419). По этому запросу Блок 17 выдает массивы полевых функций <F> обо всех отклонениях физических полей, выявленных в течение заданного промежутка времени, но не выходящих за пределы имеющихся уставок. Для каждого полученного отклонения блок 22 обработки и хранения данных формирует соответствующую сигнатуру и выдает ее в блок 25 прогнозирования дефектов. Блок 25 запрашивает из блока 24 ведения каталога дефектов синдромы дефектов, наиболее близкие к анализируемым сигнатурам. Если в каталоге 24 обнаруживается такой синдром, то блок 25 прогнозирования включает дефект, обладающий этим синдромом, в прогнозную дефектную ведомость с указанием условной вероятности этого дефекта P(D\S). После обработки всех отклонений, полученных из блока 17, блок 25 завершает формирование прогнозной дефектной ведомости заданного участка трубопровода и выдает ее в систему 26 управления ресурсами. На основании полученной Прогнозной дефектной ведомости Система 26 планирует поток ресурсов и работ для устранения спрогнозированных потенциальных дефектов. Таким образом происходит увязка всех систем в он-лайновый контур управления рисками.The proactive risk management cycle is initiated by the
В одном из вариантов воплощения данные об уставках, определяемых в блоке адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию трубопровода 16 передаются в блок формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода 17. Сформированные таким образом данные передаются на устройство отображения информации (АРМ диспетчера) 18, после чего формируется задание на проведение местной диагностики с использованием средств местной диагностики 19. По результатам местной диагностики в блок адаптации модели 16 могут быть переданы рекомендации на изменение уставки. В случае устранения дефекта на устройство отображения информации 18 передается запись об устранении дефекта, а в систему управления трубопроводом 27 передается карточка дефекта. Также данные по дефектам через блок информационного обмена 21 передаются в виде <FПИР> в блок обработки и хранения данных о выявленных ПИР 22, откуда полученные сигнатуры <SПИР> передаются в блок ведения каталога дефектов 24, блок прогнозирования дефектов 25 и блок определения коэффициента корреляции 23, позволяющий определить условную вероятность дефекта P(D/S), которая также закладывается в блок ведения каталога дефектов 24. Далее полученные синдромы дефектов передаются в блок прогнозирования дефектов 25, где вырабатывается прогнозная дефектная ведомость, которая через блок информационного обмена 21 передается системе управления ресурсами трубопровода 26. Система управления ресурсами 26 вырабатывает поток ресурсов и работ для поддержания работоспособности трубопровода для системы управления трубопроводом 27.In one embodiment, the data on the settings defined in the adaptation unit of the pipeline state model to the current state of the
Claims (20)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016114727A RU2630279C1 (en) | 2016-04-18 | 2016-04-18 | Pipeline operational risks management method and system for it |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016114727A RU2630279C1 (en) | 2016-04-18 | 2016-04-18 | Pipeline operational risks management method and system for it |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2630279C1 true RU2630279C1 (en) | 2017-09-06 |
Family
ID=59797601
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016114727A RU2630279C1 (en) | 2016-04-18 | 2016-04-18 | Pipeline operational risks management method and system for it |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2630279C1 (en) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2392536C1 (en) * | 2008-12-22 | 2010-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпромэнергодиагностика" | Method for remote monitoring technical state of main pipeline and system for realising said method |
| RU2563419C2 (en) * | 2014-02-13 | 2015-09-20 | Сергей Степанович Шаклеин | Method of monitoring of technical state of pipeline and system for its implementation |
-
2016
- 2016-04-18 RU RU2016114727A patent/RU2630279C1/en active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2392536C1 (en) * | 2008-12-22 | 2010-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпромэнергодиагностика" | Method for remote monitoring technical state of main pipeline and system for realising said method |
| RU2563419C2 (en) * | 2014-02-13 | 2015-09-20 | Сергей Степанович Шаклеин | Method of monitoring of technical state of pipeline and system for its implementation |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Абдрахманов Н.Х. Научно-методические основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов нефтегазового комплекса на основе управления системными рисками. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа: Ротапринт ГУП "ИПТЭР", 2014. * |
| Основы численного моделирования магистральных трубопроводов. Под ред. В.Е. Селезнева. Изд. 2-е, перераб. и доп. - М.: МАКС Пресс, 2009. - 436 с. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110647133B (en) | Rail transit equipment state detection maintenance method and system | |
| US9921146B2 (en) | Pipeline management supporting server and pipeline management supporting system | |
| CN104871182B (en) | Examination and maintenance factory or the system of other facilities | |
| RU2563419C2 (en) | Method of monitoring of technical state of pipeline and system for its implementation | |
| Mann et al. | Statistical‐based or condition‐based preventive maintenance? | |
| CN111798127A (en) | Chemical industry park inspection robot path optimization system based on dynamic fire risk intelligent assessment | |
| Tiddens et al. | The adoption of prognostic technologies in maintenance decision making: a multiple case study | |
| JPH02114149A (en) | Method and device for evaluating completeness of storage | |
| Palem | Condition-based maintenance using sensor arrays and telematics | |
| KR20210085168A (en) | System and method for safety inspection by trainiing nature freqeuncy of structure based on machine learning | |
| CN115471625A (en) | Cloud robot platform big data intelligent decision method and system | |
| Sethiya | Condition based maintenance (cbm) | |
| CN116754022B (en) | On-line detection emergency early warning method and system for cable tunnel | |
| Eick et al. | Miter gate gap detection using principal component analysis | |
| Wagner et al. | An overview of useful data and analyzing techniques for improved multivariate diagnostics and prognostics in condition-based maintenance | |
| RU2630279C1 (en) | Pipeline operational risks management method and system for it | |
| RU2668487C2 (en) | Management decision making information support system for operational personnel of a ship power plant | |
| KR20210081136A (en) | A diagnosis and monitoring system based on geographic information system for the large-scale water supply pipes | |
| Al Rashdan et al. | Automation of data collection methods for online monitoring of nuclear power plants | |
| Chen et al. | BIM-and IoT-Based Data-Driven Decision Support System for Predictive Maintenance of Building Facilities | |
| RU2767263C1 (en) | Method for integrated assessment of indicators determining the technical condition of pipeline systems, and a monitoring system for its implementation | |
| RU2735296C1 (en) | Method for multi-parameter monitoring of complex electrotechnical objects state | |
| KR20230102431A (en) | Oil gas plant equipment failure prediction and diagnosis system based on artificial intelligence | |
| Lukens et al. | The role of transactional data in prognostics and health management work processes | |
| KR102517036B1 (en) | Apparatus and method for inspection of steam generator tube |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20181114 |
|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20181114 |