WO2022180109A1 - Surveillance et prévision du fonctionnement d'une pompe disposée dans une cuve pour le transport d'un produit liquide à bord d'un navire - Google Patents

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Alaric SIBRA
Erwan CORBINEAU
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Gaztransport Et Technigaz
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    • F17C2270/0113—Barges floating

Definitions

  • the invention relates to the monitoring and forecasting of the operation of a pump placed in a tank for the transport of a liquid product on board a ship, in particular a sealed and thermally insulating tank for the transport of a cold liquid product such as a liquefied gas, in particular liquefied natural gas.
  • Sealed and thermally insulating tanks are commonly used for the storage and/or transport of liquefied gas at low temperature, such as tanks for the transport of Liquefied Petroleum Gas (also called LPG) having for example a temperature between -50 °C and 0°C, or for transporting Liquefied Natural Gas (LNG) at approximately -162°C at atmospheric pressure.
  • LPG Liquefied Petroleum Gas
  • LNG Liquefied Natural Gas
  • These tanks can be intended for the transport of liquefied gas and/or to receive liquefied gas used as fuel for the propulsion of the floating structure.
  • Many liquefied gases can also be considered, in particular methane, ethane, propane, butane, ammonia, dihydrogen or ethylene.
  • Vessel tanks can be single or double membrane tanks that allow transport at atmospheric pressure.
  • Waterproofing membranes are generally made of thin sheet stainless steel or Invar.
  • a membrane is generally in direct contact with the liquefied gas.
  • the liquid contained in a tank is subjected to various movements.
  • the movements of a ship at sea for example under the effect of climatic conditions such as the state of the sea or the wind, cause the liquid in the tank to be stirred.
  • the agitation of the liquid is generally referred to as "sloshing".
  • LNG Land Natural Gas
  • FPSOs Natural Gas liquefaction plant
  • FLNG natural gas liquefaction plant
  • FSRU floating storage and regasification unit
  • each pump has a pump head intended to suck the liquid upwards from the tank. In order to suck up the maximum amount of liquid, the pump head is conventionally placed close to a lower wall of the tank.
  • the liquid heel i.e. the volume of liquid which is present in the lower part of the tank when it is not very full, i.e. with as small a volume as possible.
  • the sloshing can cause the pump head to be partially or even completely uncovered with liquid. If it occurs while the pump is running, such uncovering of the pump head can lead to cavitation in the pump and/or pump loss of prime (also known as "pump tripping" in English).
  • pump loss of prime also known as "pump tripping" in English.
  • the invention proposes another approach, consisting in automatically monitoring the operation of the pump by estimating a risk parameter of the pump becoming unprimed and in providing an indication to a user according to the risk parameter of unpriming.
  • An idea at the base of the invention is thus to: determine relevant parameters for the risk of pump depriming, among which a required NPSH of the pump, a current filling level of the tank, and a current state of movement ; estimating, as a function of these parameters, a risk parameter of the pump becoming unprimed; and providing an indication to a user based on the defusing risk parameter.
  • Another idea underlying the invention is to estimate the defusing risk parameter either from a simulation by a method of computational fluid dynamics ("Computational Fluid Dynamics" or CFD in English) of the evolution the position of the liquid-gas interface within the tank, or using a predictive model trained by a supervised automatic learning method.
  • computational Fluid Dynamics or CFD in English
  • the invention provides a monitoring method implemented by computer for monitoring the operation of a pump arranged in a tank for the transport of a liquid product on board a ship, the pump comprising a pump head disposed in the tank, the monitoring method comprising: - obtain at least one operating parameter of the pump; - determining, as a function of said at least one operating parameter of the pump, an absolute net head required of the pump; - determine a current filling level of the tank; - determining a current motion state, which is a current sea state and/or a current ship motion state; - estimating a pump depriming risk parameter at least as a function of the required absolute net head of the pump, the current filling level of the tank and the current state of movement thus determined, and providing an indication to a user based on said defusing risk parameter.
  • a user such as a crew member can take any necessary measure to limit the risk of depriming the pump if necessary, such as for example slowing down or stopping the ship or even changing the ship's route. , and therefore reduce the risk of damage to the pump and the fluidic systems connected to the pump.
  • the method described above may comprise one or more of the following characteristics.
  • the at least one operating parameter of the pump comprises a flow rate of the pump.
  • the process is suitable for any positioning of the pump head in the tank.
  • the tank comprises a sump, and the pump head is placed in said sump.
  • the pump head is arranged close to a lower wall of the tank.
  • the pump head is arranged close to a lower wall of the tank, and the pump head is housed in a container located inside the tank, the container comprising a bottom facing the bottom wall of the tank and provided with a passage putting the interior of the container in communication with the outside of the container, an upper portion of the container opposite the bottom of the container comprising an opening in communication with the interior of the tank, the container further comprising at least one movable valve arranged to cooperate with a corresponding valve seat carried by the bottom of the container, the valve being capable of obstructing the passage of the bottom of the container when a pressure differential exerted on the valve between the exterior of the container and the interior of the container is less than a determined positive threshold and free the passage when said pressure differential is greater than said threshold.
  • Such a container provided with valves tends to ensure that the pump head is always surrounded by liquid, this liquid being retained in the container by the valve or valves.
  • the container therefore provides additional protection against the risk of the pump becoming unprimed.
  • the combination of the container with the method described above therefore makes it possible to greatly reduce the risk of depriming the pump.
  • the risk parameter of depriming the pump is estimated as a function of the required absolute net head of the pump, the current filling level of the tank and the current state of movement thus determined , and based on at least one of a ship's draft, a ship's speed, a ship's heading, and at least one pump operating parameter.
  • the step consisting in estimating a risk parameter of depriming the pump comprises: - simulating, by a numerical fluid mechanics method, an evolution of the position of a free surface of the liquid within the tank; - Extract from the results of the simulation an evolution of a height in the tank of the free surface at the level of the pump head; and - calculating the risk parameter of the pump becoming unprimed according to the evolution of said height and the height of the absolute net head required of the pump.
  • the step consisting in estimating a risk parameter of depriming the pump is carried out using a predictive model trained by a supervised automatic learning method on a set of data of training, the training data set being obtained from: - results of a plurality of tests each consisting in subjecting a test tank having a given level of filling to movements, and in measuring a height in the test tank of a free surface of the liquid at the level of the pump head, and/or - results of simulations each consisting in simulating, by a method of numerical fluid mechanics, an evolution of the position of a free surface of the liquid within a model of tank having a given level of filling and subjected to movements , and in extracting from the results of the simulation an evolution of a height in the tank of the free surface of the liquid at the level of the pump head.
  • the training data set is obtained exclusively from such simulation results. This is particularly advantageous because simulations by a method of computational fluid mechanics are faster and less expensive to carry out than tests on a test tank. It is therefore possible to train the forecasting model on more data points, which improves the quality of the forecast of the risk of defusing. In addition, such simulations make it possible to take better account of properties of the liquid which may be difficult to reproduce in a test tank, such as for example a very low temperature.
  • Supervised learning method means a method of automatic learning (in English: “machine learning”; also referred to in French as artificial learning or statistical learning) consisting of learn a prediction function from annotated examples.
  • machine learning also referred to in French as artificial learning or statistical learning
  • a supervised machine learning method makes it possible to build a model suitable for forecasting from a plurality of examples for which the response to be predicted is known.
  • a supervised machine learning method is typically implemented by computer.
  • the predictive model is able to estimate by calculation a parameter of risk of depriming of the pump at least according to a height of required absolute net head of the pump, a filling level of the tank and a current state of the sea and/or a current state of movement of the ship, without having to simulate explicitly the sloshing of the liquid in the tank.
  • the predictive model is able to make this estimate even for values of the filling level of the tank and for current states of the sea and/or movement of the ship for which no test has been carried out.
  • the predictive model can therefore be used to estimate a risk parameter for the pump becoming unprimed in real conditions of use on a ship.
  • the defusing risk parameter is of binary type.
  • the predictive model only predicts whether a risk of the pump becoming unprimed exists or if it does not exist.
  • the predictive model to be trained in the context of the present invention is then able to respond to a classification problem .
  • Methods for training predictive models of this type by supervised machine learning are well known in the field of machine learning.
  • the pump depriming risk parameter comprises one or more quantitative parameters.
  • the forecasting model is then able to respond to a regression problem. Methods for training predictive models of this type by supervised machine learning are well known in the field of machine learning.
  • the pump depriming risk parameter comprises at least one of: - the risk of a situation arising where an absolute net head available at the pump head is less than the absolute net head required of the pump; - the maximum duration of a situation where an absolute net head available at the pump head is less than the absolute net head required of the pump; - the number of occurrences of a situation where an absolute net head available at the pump head is less than the absolute net head required of the pump; - the total time during which an absolute net head available at the pump head is less than the absolute net head required of the pump; - an average duration of situations where an absolute net head available at the pump head is less than the absolute net head required of the pump; - a probability of occurrence of a situation where an absolute net head available at the pump head is lower than the absolute net head required of the pump for a time longer than a predetermined time.
  • At least one constraint is imposed on the forecasting model during its training by the supervised automatic learning method.
  • the training of the predictive model can be guided on the basis of elementary physical considerations, such as for example the absence of risk of depriming the pump in the event that the level of filling of the tank is higher than a certain threshold, and/or on the basis of considerations obtained by practical experience, such as for example the fact that greater movements or greater dimensions of the tank can potentially lead to a greater risk of the pump losing its prime.
  • the accuracy of the estimation of the defusing risk parameter by the forecasting model is increased.
  • the method further comprises a step for decision support intended to reduce the risk parameter of depriming the pump.
  • the predictive model considers a plurality of pumps, the predictive model being capable of estimating a depriming risk parameter for each pump as a function of its position within the vessel.
  • the invention further provides a monitoring system for monitoring the operation of a pump placed in a tank for transporting a liquid product on board a ship, the pump comprising a pump disposed in the tank, the monitoring system comprising: - A control-command unit of the pump capable of obtaining at least one operating parameter of the pump, and of determining, as a function of said at least one operating parameter of the pump, an absolute net head of the pump; - at least one filling level sensor for measuring a current filling level of the tank; - a device for evaluating states of motion able to assess a current state of motion, which is a current state of the sea and/or a current state of motion of the ship; and - a processing means configured to estimate a pump depriming risk parameter at least according to the required absolute net head of the pump, the current filling level of the tank and the current state of movement as well determined, and to provide an indication to a user according to said defusing risk parameter.
  • the tank comprises a sump, and the pump head is placed in said sump.
  • the pump head is arranged close to a lower wall of the tank.
  • the pump head is arranged close to a lower wall of the tank, and the pump head is housed in a container located inside the tank, the container comprising a bottom facing the bottom wall of the tank and provided with a passage putting the interior of the container in communication with the outside of the container, an upper portion of the container opposite the bottom of the container comprising an opening in communication with the interior of the tank, the container further comprising a movable valve arranged to cooperate with a valve seat carried by the bottom of the container, the valve being capable of obstructing the passage of the bottom of the container when a pressure differential exerted on the valve between the outside of the container and the interior of the container is below a determined positive threshold and free the passage when said pressure differential is greater than said threshold.
  • the risk parameter of depriming the pump is estimated as a function of the required absolute net head of the pump, the current filling level of the tank and the current state of movement thus determined , and based on at least one of a ship's draft, a ship's speed, a ship's heading, and at least one pump operating parameter.
  • the invention also provides a forecasting method implemented by computer for forecasting the operation of a pump arranged in a tank for the transport of a liquid product on board a ship, the pump comprising a pump head disposed in the tank, the prediction method comprising: - obtain at least one operating parameter of the pump; - determining, as a function of said at least one operating parameter of the pump, an absolute net head required of the pump; - determine a current filling level of the tank; - estimating future motion states, which are future sea states and/or future ship motion states, based on meteorological information and a ship's route; - estimating a risk parameter of pump depriming at least as a function of the absolute net head required of the pump and the current filling level of the tank thus determined, the ship's route and the sea states to come thus estimated, and provide an indication to a user according to said defusing risk parameter.
  • the at least one operating parameter of the pump comprises a flow rate of the pump.
  • the tank comprises a sump, and the pump head is placed in said sump.
  • the pump head is arranged close to a lower wall of the tank.
  • the pump head is arranged close to a lower wall of the tank, and the pump head is housed in a container located inside the tank, the container comprising a bottom facing the bottom wall of the tank and provided with a passage putting the interior of the container in communication with the outside of the container, an upper portion of the container opposite the bottom of the container comprising an opening in communication with the interior of the tank, the container further comprising a movable valve arranged to cooperate with a valve seat carried by the bottom of the container, the valve being capable of obstructing the passage of the bottom of the container when a pressure differential exerted on the valve between the outside of the container and the interior of the container is below a determined positive threshold and free the passage when said pressure differential is greater than said threshold.
  • the pump depriming risk parameter is estimated as a function of the required absolute net head of the pump and the current filling level of the tank thus determined, and as a function of a tie rod of the vessel's water and/or a pump operating parameter.
  • the step consisting in estimating a risk parameter of depriming the pump comprises: - simulating, by a numerical fluid mechanics method, an evolution of the position of a free surface of the liquid within the tank; - Extract from the results of the simulation an evolution of a height in the tank of the free surface at the level of the pump head; and - calculating the risk parameter of the pump becoming unprimed according to the evolution of said height and the height of the absolute net head required of the pump.
  • the step consisting in estimating a risk parameter of depriming the pump is carried out using a predictive model trained by a supervised automatic learning method on a set of data of training, the training data set being obtained from: - results of a plurality of tests each consisting in subjecting a test tank having a given level of filling to movements, and in measuring a height in the test tank of a free surface of the liquid at the level of the pump head, and/or - results of simulations each consisting in simulating, by a method of numerical fluid mechanics, an evolution of the position of a free surface of the liquid within a model of tank having a given level of filling and subjected to movements , and in extracting from the results of the simulation an evolution of a height in the tank of the free surface of the liquid at the level of the pump head.
  • the training data set is obtained exclusively from such simulation results.
  • the method further comprises a decision-making aid step intended to reduce the risk parameter of the pump becoming unprimed on the ship's route.
  • the predictive model considers a plurality of pumps, the predictive model being capable of estimating a depriming risk parameter for each pump as a function of its position within the vessel.
  • a user such as a crew member can take the decision to have the ship follow a route that reduces the risk of the pump becoming unprimed, and therefore reduces the risk of damage to the pump and the fluidic systems. connected to the pump.
  • the invention also provides a forecasting system for forecasting the operation of a pump placed in a tank for transporting a liquid product on board a ship, the pump comprising a pump head arranged in the tank, the forecasting system comprising: - a control-command unit of the pump capable of obtaining at least one operating parameter of the pump, and of determining, as a function of said at least one operating parameter of the pump, an absolute net head required of the pump ; - at least one filling level sensor for measuring a current filling level of the tank; - a device for estimating motion states capable of estimating future motion states, which are future sea states and/or future ship motion states, from meteorological information and a ship's route; and - a processing means configured to estimate a pump depriming risk parameter at least as a function of the required absolute net head of the pump and the current filling level of the tank thus determined, the route of the ship and future sea states thus estimated, and to provide an indication to a user as a function of said defusing
  • the tank is a sealed and/or thermally insulating tank.
  • the liquid product is a cold liquid product.
  • the cold liquid product is a liquefied gas, in particular Liquefied Natural Gas (LNG) or Liquefied Petroleum Gas (LPG).
  • LNG Liquefied Natural Gas
  • LPG Liquefied Petroleum Gas
  • the vessel When the liquefied gas is LNG, the vessel may be a vessel of the type that consumes boil-off gas (also known as "BOG” for "Boil-Off Gas”) for its propulsion.
  • boil-off gas also known as "BOG” for "Boil-Off Gas”
  • Such ships are known as such, under the English name “LNG-fueled ship” or LFS.
  • the pump is then preferably a pump arranged in the tank so as to be able to send LNG to one or more engines of the ship, for the propulsion of the ship.
  • the methods and systems described above are then particularly useful, since the pump is made to operate regularly during the voyages of the ship.
  • The represents a partial view in longitudinal section of one of the tanks of the ship of the , the tank comprising a pump comprising a pump head disposed in the tank, close to a bottom wall of the tank.
  • The represents a system for monitoring the operation of the pump according to another mode of execution.
  • The is a flowchart depicting another method of monitoring pump operation.
  • the embodiments below are described in relation to a ship comprising a double hull forming a supporting structure in which a plurality of tanks are arranged.
  • the tanks have for example a polyhedral geometry, for example of prismatic shape.
  • the tanks are sealed and thermally insulating tanks.
  • Such sealed and thermally insulating tanks are provided for the transport of a cold liquid product, for example for the transport of liquefied gas, in particular liquefied natural gas (LNG).
  • LNG liquefied natural gas
  • the liquefied gas is stored and transported in such tanks at a low temperature, which requires thermally insulating vessel walls in order to maintain the liquefied gas at this temperature.
  • Such watertight and thermally insulating tanks also comprise an insulating barrier anchored to the double ship hull and carrying at least one watertight membrane.
  • such tanks can be made using the technologies marketed under the marks Mark III® or NO96® of the applicant, or others.
  • the embodiments described below are also applicable to tanks suitable for the transport of any liquid product, and which are therefore not necessarily sealed and/or thermally insulating.
  • the illustrates a ship 1 comprising four tanks 2, which here are sealed and thermally insulating.
  • the tanks 3, 4, 5, 6 can have identical or different filling states.
  • the double hull of the ship 1 forms a supporting structure 1A on which the walls of the tank 3 are mounted.
  • Each wall of the tank 3 comprises a multilayer structure successively including a secondary insulating barrier fixed to the carrier structure 1A, a secondary waterproof membrane supported by the secondary insulating barrier, a primary insulating barrier covering the secondary waterproof membrane and a primary waterproof membrane supported by the primary insulating barrier.
  • a tripod mast 20 is fixed close to a transverse wall 12 of the tank 3.
  • This tripod mast 20 is preferably substantially centered at mid-width of the ship 1.
  • the tripod mast develops from an upper wall (not shown) from the tank 3 to a bottom wall (hereinafter also called “lower wall") 11 of the tank 3.
  • the tripod mast 20 supports one or more pump(s) 30 whose pump head 31 is located at close to the lower wall 11. Pipes connect the pump head 31 to a cargo handling system (not shown) through the upper wall (not shown) of the tank 3.
  • the cargo handling system makes it possible to load/unload the liquid product 3L, here LNG, contained in tank 3 via pump 30.
  • the pump 30 is activated in order to suck the LNG 3L contained into tank 3 via pump head 31.
  • the engines of ship 1 are supplied with LNG from tank 3 and ship 1 makes a return trip
  • only a liquid heel of LNG 3L is kept in tank 3 in order to supply the engines of ship 1 during this return trip.
  • the ship 1 is subject to numerous movements related to the navigation conditions.
  • the ship 1 is provided with a system for monitoring the operation of the pump 30, embodiments of which will now be described below.
  • the positioning of the pump head 31 close to the lower wall 11 of the tank 3 is only shown on the only by way of non-limiting example.
  • the pump head 31 is placed in a sump (not shown) that comprises the tank 3.
  • the pump head 31 is disposed in an intermediate position in the tank 3, or even in an upper half or an upper quarter of the tank 3.
  • the embodiments of the pump operation monitoring system 30 described below are generally suitable for any positioning of the pump head 31 in the tank 3.
  • the pump head 31 is housed in a receptacle 90 for retaining LNG 3L, the receptacle 90 being located inside the tank 3.
  • FIGS. 3A to 3D illustrate an embodiment of such a container 90.
  • the container 90 illustrated in the has a circular cylindrical shape.
  • the container 90 has a bottom 99 (see ) of circular shape developing parallel to the lower wall 11 of the tank 3 above the latter.
  • the distance between the bottom 99 of the container 90 and the lower wall 11 of the tank 3 is between 25 and 150 mm, the maximum value being able to reach 250 mm.
  • a circular side wall 91 develops from the bottom 99 of the container 90 towards the upper wall (not shown) of the tank 3, that is to say moving away perpendicularly from the lower wall 11 of the tank 3, c ie in a direction parallel to Earth's gravity.
  • the top section of the container 90 does not have a lid wall so that the top end of the container 90 opposite the bottom 99 of the container is open. Thus, when the level of LNG 3L in tank 3 exceeds container 9, container 9 is filled with LNG 3L
  • An internal face 92 of the wall 91 comprises two tabs 93 projecting radially towards the inside of the container 9. These tabs 93 develop from diametrically opposite zones of the internal face 92.
  • the pump head 31 comprises two shoulders 94 projecting radially outwards, that is to say in the direction of the inner face 92 of the container.
  • the lugs 93 of the container 90 are fixed to the shoulders 94 of the pump head 31 by any suitable means such as using screws and nuts, welding or the like.
  • the container 90 is fixed to the pump head 31 and said pump head 31 is housed inside said container 90.
  • the pump head 31 is centered in the container 90.
  • the container 90 has three passages 95 (see Figures 3C and 3D) passing through the bottom 99 of the container 90. These passages 95 are evenly distributed around the pump head 31 Furthermore, the container 90 comprises three valves 16 intended to release or obstruct the passages 95 depending on the pressure exerted by the LNG 3L contained in the tank 3 as explained below. Each valve 16 has a diameter greater than the diameter of the passage 95 with which it cooperates. Each valve 16 is also coaxial with said passage 95 with which it cooperates. The valves 16 here have a circular shape.
  • Each passage 95 is surrounded by an insert 97 mounted on the bottom 99 of the container.
  • These inserts 97 have a central through hole extending the corresponding passage 95 of the container 90.
  • these inserts 97 each form a valve seat cooperating with a respective valve 16, as explained below with regard to Figures 3C and 3D .
  • These inserts 97 are fixed to the bottom 99 of the container 90 by any suitable means, for example using screws and nuts or even by welding.
  • FIGS 3C and 3D illustrate the operation of a valve 16 as shown in the .
  • One end 38 of the pump head 31 through which the LNG 3L is sucked up during an unloading of the tank 3 is preferably located close to the bottom 99 of the container 90 in order to be kept submerged in the LNG 3L contained in the container 90.
  • the valve 16 is movable in the container along an axis of movement 95A perpendicular to the bottom 99 of the container 90 and, preferably, parallel to the earth's gravity.
  • a guide system makes it possible to guide and limit the movement of the valve 16.
  • the guide system comprises four pins 60 fixed to the bottom 99 of the container 90 (including only three are shown in Figures 3C and 3D). Each pin 60 develops from the bottom 99 of the container 90 towards the inside of the container 90 parallel to the axis 95A of displacement of the valve 16.
  • These pins 60 are fixed by any suitable means on the bottom 99 of the container 90, for example by welding.
  • Each pin 60 passes through the insert 97 which has four ad hoc holes for this purpose.
  • One end 21 of each pin 60 opposite the bottom 99 of the container 90 has a threaded section of reduced size 21.
  • a peripheral edge of valve 16 has four bores 22. Each bore 22 is traversed by a corresponding pin 60. Thus, the valve is guided in movement by sliding of its peripheral edge along the pins 60.
  • a nut 32 is screwed onto the end 21 of each pin 60. This nut 32 forms a shoulder blocking the movement of the valve 16 along pin 19 between said end 21 and insert 97.
  • valve 16 is movable in the container under the effect of its own weight and, if necessary, of a differential pressure exerted on the valve 16 between the inside of the container 90 and the outside of the container 90.
  • valve 16 is subject on the one hand to an internal pressure caused by the LNG 3L present in the container 90 and, on the other hand, to an external pressure caused by the LNG 3L which is in contact with the valve 16 and is present in the tank 3 by surrounding the container 90.
  • the valve 16 is therefore subjected to a pressure differential which makes it possible to push the valve 16 away from the insert 97, and therefore from the valve seat.
  • This differential pressure allows the valve to open when the following equation is fulfilled:
  • the only pressure exerted on the valve 16 is that exerted by the LNG 3L contained in the container 90.
  • the valve 16 is therefore pushed back towards the bottom 99 of the container 90 and cooperates with the valve seat in order to obstruct the passage 95 in the bottom 95 of the container 90.
  • the valve 16 is made of a material with a lower density than metals of the stainless steel type to limit the opening pressure and compatible with LNG.
  • plastic materials preferably Polytetrafluoroethylene also called Teflon (registered trademark) for example in the form of a Teflon coating or solid material.
  • Teflon registered trademark
  • the valve 16 is light and the weight of the valve only slightly disturbs its opening under the effect of the pressure exerted by the LNG 3L contained outside the container 90 in the tank 3.
  • Teflon coating offers good sliding properties of the valve 16 facilitating its movement in the container 90.
  • valve 16 has a beveled portion 23.
  • valve 16 has a frustoconical portion whose smallest diameter is located close to bottom 99 of container 90.
  • the insert 97 forming the valve seat also includes a beveled portion 24.
  • the beveled portion 24 of the insert 97 is complementary to the beveled portion 23 of the valve 16, said beveled portion 24 of the insert 97 having a minimum diameter near the bottom 99 of the container 90.
  • the beveled portion 24 of the insert forms the valve seat with which the valve 16 cooperates in order to obstruct the passage 95.
  • the beveled portion 24 of the insert 97 also has an angle of 45° with the bottom of the container.
  • beveled portions 23 and 24 offer a large contact surface between the valve seat and the valve 16 thus ensuring a better seal to the container 90 when the valve 16 obstructs the passage 95.
  • the beveled shape 24 of the valve seat guides the movement of the valve 16 when it moves towards the bottom 99 of the container 90 to obstruct the passage 95.
  • the illustrates an example of a system 100 for monitoring the operation of the pump 30 (hereinafter referred to as "monitoring system 100" or “system 100” for convenience).
  • the monitoring system 100 is here on board the vessel 1.
  • This monitoring system 100 comprises a central unit 110 connected to a plurality of on-board sensors 120 making it possible to obtain various parameter measurements.
  • the sensors 120 comprise, for example and in a non-exhaustive manner, a control-command unit 121 of the pump 30, for each pump, at least one filling level sensor 122, for each tank, and a device for evaluation of motion states 123.
  • the monitoring system 100 also comprises a communication interface 130 allowing the central unit 110 to communicate with remote devices, for example to obtain meteorological data, ship position data or other.
  • the control-command unit 121 is configured to determine one or more operating parameters of the pump 30, and to control the operation of the pump 30 according to this (these) operating parameter(s) and at least an operating instruction.
  • the control unit 121 determines at least one absolute net head required, hereinafter referred to as "required NPSH", of the pump.
  • the term “absolute net head” here refers to the quantity also known as “net positive suction head”, and better known by the acronym NPSH, for "Net Positive Suction Head”. This quantity is well known as such in the field of pumps.
  • NPSH is a quantity that can be expressed as a pressure or as a height of a column of liquid, and that we distinguish, for a given pump and a given liquid at given pressure and temperature conditions, the available NPSH and the required NPSH.
  • the available NPSH must be greater than the required NPSH to ensure correct operation of the pump, and in particular to avoid the appearance of a cavitation phenomenon in the pump.
  • the required NPSH depends on the liquid flow that the pump has to suck, and is given by the pump manufacturer as a function of this liquid flow for given pressure and temperature conditions.
  • the control-command unit 121 can read a liquid flow set point value that the pump 30 must suck up, and calculate the corresponding required NPSH by means of a mathematical relationship stored in memory, or else read the corresponding required NPSH in a table stored in memory.
  • the at least one filling level sensor 122 is configured to measure a current filling level of the tank 3.
  • the current filling level of the tank 3 is measured in the form of a current height of liquid in the tank 3 or indeed in the form of a filling percentage, by volume of liquid, of the tank 3.
  • Several filling level sensors 122 possibly of different types, can be placed in the tank 3 to ensure a certain redundancy.
  • the motion state evaluation device 123 determines measured movements of the ship, for example by measuring the accelerations undergone by the ship along three perpendicular axes in translation and in rotation.
  • UMI Inertial Measurement Unit
  • MRU Motion Reference Unit
  • the motion state evaluation device 123 obtains a current sea state in the environment of the ship, such as for example a height and a frequency of the waves in the environment of the ship.
  • a current sea state in the environment of the ship such as for example a height and a frequency of the waves in the environment of the ship.
  • the height and/or the frequency of the waves are provided from a visual observation made by the crew.
  • the monitoring system 100 further comprises a man-machine interface 140.
  • This man-machine interface 140 comprises a display means 41.
  • This display means 41 allows the operator to obtain the various information calculated by the system or the measurements obtained by the sensors 120 or even an indication as a function of a pump loss risk parameter, this loss risk parameter being able to be estimated as will be detailed below.
  • the man-machine interface 140 further comprises an acquisition means 42 enabling the operator to manually supply quantities to the central unit 110, typically to supply the central unit 110 with data which cannot be obtained by sensors because the vessel does not have the required sensor or the sensor is damaged.
  • the acquisition means allows the operator to enter wave height and/or frequency information from a visual observation and/or to manually enter a heading and/or vessel speed.
  • the monitoring system 100 further comprises a database 150.
  • This database can be used to estimate a risk parameter of a pump becoming unprimed as will be detailed below.
  • the ship comprises the central unit 110, the sensors 120 and a communication interface 130.
  • the monitoring system 200 comprises a central unit 210, an interface 230, a man-machine interface 240 and a database 250.
  • the operation of the management system 200 is similar to the operation of the monitoring system 100 and differs only in the sending of information measured by the sensors 120 of the ship 1 to the monitoring system 200 located on land via the communication interfaces 130 and 230.
  • the communication interfaces can use terrestrial or satellite radio frequency data transmission.
  • the schematically represents an example of a test device 1000 making it possible to carry out tests on a test tank 1010.
  • the tests consist in subjecting the test tank 1010 to movements, the test tank 1010 having a given filling level of fluid 1011, and to measure, using at least one level sensor 1012, a height in the test tank of a free surface of the fluid 1011 at the level of the pump head.
  • the level sensor 1012 may, for example, be disposed on a wall 1010a of the test vessel 1010.
  • the test vessel 1010 may actually include a pump head identical to, and disposed in the test tank 1010 at the same position as the pump head of the pump whose operation is to be monitored.
  • the pump head can be omitted from the test tank 1010: the test then consists in measuring the height of the free surface of the fluid 1011 at the planned position of the pump head, the latter being held for negligible in the evolution of the position of the free surface of the fluid 1011.
  • the test tank 1010 can be of reduced dimensions compared to the tank to receive the pump whose operation is to be monitored, and/or have a geometry representative of this tank.
  • the fluid 1011 is preferably of the same nature as that transported by the tank and to be pumped by the pump whose operation is to be monitored; it may in particular be Liquefied Petroleum Gas (also called LPG) having for example a temperature between -50°C and 0°C, or Liquefied Natural Gas (LNG) at around -162°C at atmospheric pressure.
  • LPG Liquefied Petroleum Gas
  • LNG Liquefied Natural Gas
  • Many liquefied gases can also be considered, in particular methane, ethane, propane, butane, ammonia, dihydrogen or ethylene.
  • the fluid 1011 also has the same or substantially the same liquid/gas density ratio (that is to say the same ratio between the density of the liquid phase and the density of the gaseous phase in equilibrium with the phase liquid) than the fluid transported by the tank, and more preferably the same density and/or the same viscosity, and even more preferably the same temperature as the fluid transported by the tank.
  • the 1010 Prover is subject to movement during testing.
  • the device 1000 thus comprises a platform 1013 with which the test tank 1010 is integral.
  • the platform 1013 is driven in motion by the action of six hydraulic cylinders 1015 connected at one of their ends to the platform in three fixing points 1014 and at the other end to a frame or to the ground 1001. This makes it possible to drive the test tank 1010 in movement according to six degrees of freedom, in translation and in rotation.
  • the prover 1010 can be driven in motion by different means.
  • the device 1000 further includes a test control unit 1020.
  • the test control unit 1020 is configured to control the hydraulic cylinders 1015 to subject the test vessel 1010 to predetermined movements in a test program.
  • these movements are movements representative of a given movement of the ship, which preferably take into account the position of the tank on the ship and/or the geometry of the tank.
  • these movements are movements representative of a given sea state, which are converted into corresponding movements of the ship, preferably taking into account the position of the tank on the ship and/or the vessel geometry. Assessing the corresponding ship motions from a given sea state is a common task in assessing a ship's seakeeping.
  • the test control unit 1020 records the values read during the test by the at least one level sensor 1012.
  • the test control unit 1020 communicates with a test data processing unit 1030.
  • the test data processing unit 1030 comprises a communication interface 1031 making it possible to receive from the control unit test 1020 the values recorded during the test by the at least one level sensor 1012 as well as the movements imposed on the test vessel 1010 during the test.
  • the test data processing unit 1030 further comprises a memory 1033 and a central processing unit 1032.
  • the test data processing unit 1030 is configured to train, on the central unit 1032 communicating with the memory 1033, a predictive model by an automatic learning method.
  • the predictive model is capable of estimating a pump depriming risk parameter as a function of a required NPSH of the pump, a filling level of the tank and a current state of movement, which is a current state of sea and/or a current state of motion of the ship.
  • the training of the forecasting model is carried out by a supervised automatic learning method.
  • This training can be carried out by the central unit 1032 communicating with the memory 1033.
  • the predictive model to be trained is capable of estimating a risk parameter of depriming of the pump which is of the binary type, that is to say "yes/no"; in other words, the predictive model only predicts whether a risk of pump failure exists or does not exist.
  • the forecasting model is then able to respond to a classification problem.
  • the predictive model to be trained is capable of estimating one or even several quantitative parameters of the risk of depriming the pump.
  • the forecasting model is then able to respond to a regression problem.
  • the pump loss risk parameter may include at least one of: - the risk of occurrence of a situation where an NPSH available at the level of the pump head 31 is lower than the NPSH required of the pump 30; - the maximum duration of a situation where an NPSH available at the level of the pump head 31 is less than the required NPSH of the pump 30; - the number of occurrences of a situation where an available NPSH at the level of the pump head is lower than the required NPSH of the pump 30; - the total time during which an available NPSH at the level of the pump head 31 is less than the required NPSH of the pump 30; - an average duration of situations where an NPSH available at the level of the pump head 31 is less than a required NPSH of the pump 30; - a probability of occurrence of a situation where an available NPSH at the level of the pump head 31 is lower than the required NPSH of the pump 30 for a duration greater than a predetermined duration.
  • the defusing risk parameter whether binary or quantitative, is in any case estimated for a given period of time.
  • the training of the predictive model is carried out from the results of the tests carried out on the proving vessel 1010. More particularly, in a preferred example, the training of the predictive model is carried out from a risk parameter for the pump becoming unprimed estimated following each test carried out on the test tank 1010, this risk parameter for the pump losing prime being calculated from the values noted during the test by the at least one level sensor 1012. In a variant, the training of the predictive model is carried out both from the results of the tests carried out on the test tank 1010 and from test data obtained or noted on ships circulating as transporter and/or user of liquefied gas, one or more tanks of these ships playing the role of the test tank 1010. In another variant, the training of the predictive model can be carried out solely from test data obtained or recorded on ships circulating as a carrier and/or user of liquefied gas, one or more tanks of these ships equipped with pumps playing the role of test tank 1010.
  • the training of the predictive model is not carried out from the results of the tests carried out on the test vessel 1010, but from the results of simulations. More precisely, instead of carrying out tests on the test tank 1010 as just described, we simulate, by a method of computational fluid dynamics ("Computational Fluid Dynamics" or CFD in English), an evolution of the position of the fluid free surface 1011 within a model of the prover 1010, the model of the prover 1010 being subjected to movements in a manner analogous to that just described; then an evolution of the height of the free surface of the fluid 1011 at the level of the pump head is extracted from the results of the simulation.
  • computational Fluid Dynamics or CFD in English
  • the simulation can take into account the presence of a pump head identical to, and arranged in the test tank 1010 at the same position as, the pump head of the pump whose operation is to be monitored, or well do not take into account the presence of the pump head, the latter being considered negligible in the evolution of the position of the free surface of the fluid 1011.
  • the training of the predictive model is carried out both from the results of tests carried out on the test cell 1010 and from the results of simulations as has just been described.
  • simulations can be performed by the central unit 1032 communicating with the memory 1033, or by another computer communicating its simulation results to the test data processing unit 1030.
  • Steps 301 to 305 can be performed by the central unit 1032 communicating with the memory 1033.
  • the method 300 can comprise a step 301 consisting of excluding from the set of test data used to train the predictive model test results that do not reveal a situation where an NPSH available at the head of the pump 31 is lower than the required NPSH of pump 30.
  • the predictive model is trained only from test data that revealed a risk of pump loss, which improves the accuracy of the estimation of the risk parameter defusing.
  • the method 300 comprises, after the optional step 301, a step 302 consisting in training the forecast model as already described above.
  • At least one constraint is imposed on the forecast model during its training by the supervised automatic learning method during step 302.
  • constraints can be defined on the basis of elementary physical considerations, such as for example the absence of risk of the pump becoming unprimed if the filling level of the tank is above a certain threshold, and/or on the basis of considerations obtained through practical experience, such as for example the fact that greater movements or larger vessel dimensions can potentially lead to a greater risk of pump loss.
  • the accuracy of the estimation of the defusing risk parameter by the forecasting model is increased.
  • a predictive model is available which is capable of estimating the risk parameter of depriming the pump as a function of at least one filling level of the tank and a current state of sea, and this for any values of these quantities, including for which no test was carried out on the test tank 1010 and/or by simulation.
  • the calculation required to do this may be too long and/or require too many calculation resources to be implemented on board a ship, for which it is important to obtain an estimate of the defusing risk parameter. as quickly as possible and with the least expensive embedded system possible.
  • a step 303 is implemented consisting in generating a plurality of input data vectors each comprising at least one required NPSH of the pump, a current filling level of the tank and a current sea state, followed by a step 304 consisting in, for each input data vector generated in step 303: obtaining the pump loss risk parameter using the predictive model obtained in step 302; and storing in a database the pump loss risk parameter in association with the input data vector.
  • the database obtained in step 304 is transmitted to the management system 100, or else stored on a computer-readable recording medium.
  • the database 150 is also obtained, the use of which will be described later.
  • the predictive model is capable of estimating the risk parameter of the pump becoming unprimed as a function of at least one filling level of the tank and a current sea state.
  • the predictive model is capable of estimating the risk parameter of the pump becoming unprimed as a function of a required NPSH of the pump, of a filling level of the tank and of a current state of movement, which is a current sea state and/or a current ship motion state, and optionally at least one of a ship's draft, a ship's speed, a ship's heading, and at least one operating parameter of the pump.
  • the organization chart of the is implemented entirely on the central unit 110 forming a single processing means.
  • the organization chart of the is partially carried out on the management system 200 ashore which communicates with the ship.
  • the ship 1 transmits all the information coming from the sensors 120 to the shore station, and the central unit 110 and the central unit 210 together form a shared processing means.
  • the method 400 comprises a first step 401 consisting in obtaining at least one operating parameter of the pump 30, from indications provided by the control-command device 121 of the pump 30, and in determining, according to this or these operating parameters of the pump 30, a required NPSH of the pump 30.
  • the method 400 comprises a second step 402 consisting in determining a current level of filling of the tank and a current state of movement.
  • the current tank fill level is typically determined from a fill indication provided by the at least one tank fill level sensor 122.
  • the current state of motion is, as mentioned above, above, a current state of movement of the ship and/or a current state of the sea.
  • the current state of movement is determined from indications supplied by the device for evaluating states of movement 123.
  • motion current is a current state of motion of the ship, the indications provided by the motion state evaluation device 123 can be averaged over an acquisition period, in view of the fact that an IMU typically has a frequency of acquisition much greater than the typical evolution time of the required NPSH of the pump 30.
  • the other data determined in steps 401 and 402 are then also averaged over this same acquisition period.
  • a draft of the ship and/or a heading of the ship and/or a speed of the ship are also determined, typically from indications supplied by the systems on board the ship.
  • the ship's draft is typically provided to shipboard systems by one or more float type and/or hydrostatic pressure sensors.
  • the ship's heading is typically provided to shipboard systems by one or more navigational compasses.
  • the ship's speed is typically provided to the shipboard systems by an IMU and/or by a GPS type satellite navigation receiver.
  • step 402 the method 400 passes to a third step 403 consisting in estimating the risk parameter of pump 30 depriming.
  • this estimate is carried out directly using the forecast model, which can optionally be stored in a memory associated with the central unit 110 or 210.
  • this estimate is made using the database 150. More concretely, an input data vector is first generated containing the required NPSH of the pump 30 determined in step 401 and the level vessel fill current and current motion state determined in step 402. If the input data vector happens to be present in database 150, the defuse risk parameter is obtained by simply reading the database 150. However, more typically, the database 150 will not contain the input data vector, but input data close to that contained in the input data vector. In this case, the defusing risk parameter will be obtained by interpolation of the defusing risk parameter associated with two or more neighboring input data vectors present in the database 150.
  • step 403 the method 400 proceeds to a step 404 consisting in providing an indication to a user according to the defusing risk parameter estimated in step 403.
  • step 404 may simply provide an alarm to the user if the defuse risk parameter is "yes", i.e. if a risk of defusing exists.
  • the alarm can for example be provided to the user via the display means 41.
  • step 404 may consist of providing an alarm to the user, for example via the display means 41, if the risk parameter of defusing exceeds a predetermined threshold.
  • step 404 may include providing a "no defuse risk” indication if the defuse risk parameter is less than a first threshold, a “moderate defuse risk” indication if the defuse risk parameter is between the first threshold and a second threshold, and an indication "significant defusing risk” if the defusing risk parameter exceeds the second threshold.
  • the indications "no risk of defusing", “moderate risk of defusing” can be provided via the display means 41, optionally following a color code and/or in combination with an audible alarm. Alternatively, any number of indications and corresponding thresholds may be retained.
  • step 404 may also consist of providing indications "no defusing risk", “moderate defusing risk” can be provided via the means of display 41, optionally following a color code and/or in combination with an audible alarm, depending on the values taken by the defusing risk parameters.
  • step 404 the method 400 passes to a step 405 of decision support intended to reduce the risk parameter of depriming of the pump 30.
  • This step 405 of decision support can consist of a proposal for a change of direction or trajectory of the ship, in a change of course particularly suitable for stationary floating structures, a modification of the speed of the ship, or even a change in the rate of filling of the tank(s) (between the tanks or between a tank and a tank external to the ship in the case of a stationary floating structure), or even a modification of one or more operating parameters of the pump 30.
  • Method 500 differs from method 400 in that the estimation of the defusing risk parameter is not carried out using the predictive model described above but directly by simulation using a numerical fluid mechanics method. More concretely, after steps 401 and 402 identical to those described above, the method 500 passes to a step 503A consisting in simulating, by a numerical fluid mechanics method, an evolution of the position of the free surface 40 of the liquid 3L within the tank 3.
  • the simulation can be performed from a current state of movement of the ship, or from a current state of the sea, which is converted into corresponding movements of the ship, or from from a current ship motion state and a current sea state.
  • evaluating the corresponding ship motions from a given sea state is a common task in the assessment of a vessel's sea-keeping.
  • the simulation can take into account the presence of the pump head 31 in the tank 3 or else not take into account the presence of the pump head, the latter being considered negligible in the evolution of the position of the free surface. 40 of 3L liquid.
  • the method 500 then passes to a step 503B consisting in extracting from the results of the simulation carried out in step 503A an evolution of a height in the tank 3 of the free surface 40 at the level of the pump head 31.
  • the method 500 then proceeds to a step 503C consisting in calculating the risk of depriming the pump 30 according to the evolution of the height obtained in step 503B, and the required NPSH of the pump 30 and possibly other operating parameters of the pump 30.
  • step 503C the method proceeds to steps 404 and optionally 405 already described above.
  • the database 150 is obtained from a predictive model which is capable of estimating a risk parameter of depriming the pump 30 as a function a required NPSH of the pump, a filling level of the tank and a current sea state.
  • the method 600 comprises a first step 601 consisting in obtaining at least one operating parameter of the pump 30, from indications provided by the control-command device 121 of the pump 30, and in determining, according to this or these operating parameters of the pump 30, a required NPSH of the pump 30.
  • step 602 the method passes to a step 602 consisting in determining a current filling level of the tank and in estimating future motion states, which are future sea states and/or ship motion states. upcoming ship.
  • the current filling level of the tank is typically determined from a filling indication provided by the at least one tank filling level sensor 122.
  • Future sea states are estimated from meteorological information and of a ship's route.
  • Future ship motion states can be estimated from future sea states estimated from meteorological information and a ship's course; as mentioned above, the assessment of the corresponding ship motions from a given sea state is a common task in the seakeeping assessment of a ship.
  • the ship's course is typically obtained from indications provided by shipboard systems, such as ship's speed and ship's heading.
  • the meteorological information can be provided, for example, by communication, by terrestrial radio frequency or by satellite, with a network of weather stations.
  • a draft of the ship and/or a heading of the ship and/or a speed of the ship are also determined, typically from indications supplied by the systems on board the ship.
  • the ship's draft is typically provided to shipboard systems by one or more float type and/or hydrostatic pressure sensors.
  • the ship's heading is typically provided to shipboard systems by one or more navigational compasses.
  • the ship's speed is typically provided to the shipboard systems by an IMU and/or by a GPS-type satellite navigation receiver.
  • step 603 the method 600 proceeds to a third step 603 consisting in estimating the risk parameter of depriming the pump 30 using the forecast model stored in memory associated with the central unit 110 or 210 or the database 150.
  • Step 603 is analogous to step 403 and is therefore not explained in detail again.
  • the estimation of the risk parameter of depriming the pump 30 can be carried out in step 603 directly by simulation by a numerical fluid mechanics method, by steps analogous to steps 503A to 503C.
  • step 603 the method 600 passes to a step 604 consisting in providing an indication to a user according to the defusing risk parameter estimated at step 603.
  • Step 603 is analogous to step 403 and n is therefore not explained in detail again.
  • step 604 the method 600 passes to a step 605 of decision support intended to reduce the risk parameter of depriming of the pump 30.
  • This step 605 of decision support can consist of a proposal for a change of direction or trajectory of the ship, in a change of course particularly suitable for stationary floating structures, a modification of the speed of the ship, or even a change in the rate of filling of the tank(s) (between the tanks or between a tank and a tank external to the ship in the case of a stationary floating structure), or even a modification of one or more operating parameters of the pump 30.
  • processing means can be produced in different forms, in a unitary or distributed manner, by means of hardware components and/or software.
  • Material components that can be used are specific integrated circuits ASIC, programmable logic networks FPGA or microprocessors.
  • Software components can be written in different programming languages, for example C, C++, Java (registered trademark) or VHDL. This list is not exhaustive.

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Abstract

L'invention se rapporte à la surveillance et à la prévision du fonctionnement d'une pompe (30) disposée dans une cuve (3) pour le transport d'un produit liquide à bord d'un navire (1), la pompe (30) comportant une tête de pompe (31) disposée dans la cuve (3). Un paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) est estimé au moins en fonction d'une hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30), du niveau de remplissage courant de la cuve et d'un état courant de mouvement, lequel est un état courant de mer et/ou un état courant de mouvement du navire, et une indication est fournie à un utilisateur en fonction dudit paramètre de risque de désamorçage. Application particulière aux navires de transport d'un produit liquide froid, tout particulièrement aux navires de transport de GNL du type consommant du gaz d'évaporation pour leur propulsion.

Description

Surveillance et prévision du fonctionnement d’une pompe disposée dans une cuve pour le transport d’un produit liquide à bord d’un navire
L’invention se rapporte à la surveillance et à la prévision du fonctionnement d’une pompe disposée dans une cuve pour le transport d’un produit liquide à bord d’un navire, en particulier une cuve étanche et thermiquement isolante pour le transport d’un produit liquide froid tel qu’un gaz liquéfié, notamment du Gaz Naturel Liquéfié.
 Arrière-plan technologique
Les cuves étanches et thermiquement isolantes sont couramment utilisées pour le stockage et/ou le transport de gaz liquéfié à basse température, telles que des cuves pour le transport de Gaz de Pétrole Liquéfié (aussi appelé GPL) présentant par exemple une température comprise entre -50°C et 0°C, ou pour le transport de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) à environ -162°C à pression atmosphérique. Ces cuves peuvent être destinées au transport de gaz liquéfié et/ou à recevoir du gaz liquéfié servant de carburant pour la propulsion de l’ouvrage flottant. De nombreux gaz liquéfiés peuvent aussi être envisagés, notamment le méthane, l’éthane, le propane, le butane, l’ammoniac, le dihydrogène ou l’éthylène.
Les cuves de navire peuvent être des cuves à membrane d’étanchéité simple ou double qui permettent un transport à la pression atmosphérique. Les membranes d’étanchéité sont généralement réalisées en fine feuille d’acier inoxydable ou en Invar. Une membrane est généralement en contact direct avec le gaz liquéfié.
Durant son transport, le liquide contenu dans une cuve est soumis à différents mouvements. En particulier, les mouvements en mer d’un navire, par exemple sous l’effet des conditions climatiques telles que l’état de la mer ou le vent, entraînent une agitation du liquide dans la cuve. L’agitation du liquide est généralement désignée sous le terme anglais de « sloshing », ou ballottement en français.
Ces phénomènes de ballottement apparaissent sur des navires transporteurs et/ou utilisateurs (souvent désignés en tant que navires « LNG as Fuel » en anglais) de gaz naturel, ci-après GNL, ou des méthaniers ainsi que sur des navires de stockage ancrés appelés FPSO (de l’anglais : « Floating Production Storage & Offloading ») telles que par exemple une plate-forme d'extraction et une usine de liquéfaction de gaz naturel, communément appelée FLNG (de l’anglais : « Floating Liquefied Natural Gas ») ou une unité flottante de stockage et de regazéification, communément appelée FSRU (de l’anglais : « Floating Storage and Regaseification Unit »), c'est-à-dire plus généralement un support flottant de production, de stockage et d'exportation.
Les cuves étanches et thermiquement isolantes précitées sont chacune pourvues d’une ou plusieurs pompes servant, selon le cas, au déchargement du liquide et/ou à l’envoi d’une quantité de liquide vers un moteur. De façon connue en soi, chaque pompe présente une tête de pompe destinée à aspirer le liquide vers le haut de la cuve. Afin d’aspirer le maximum de liquide, la tête de pompe est classiquement disposée à proximité d’une paroi inférieure de la cuve.
Afin d’optimiser le volume utile de cargaison liquide qu’il est possible de charger dans la cuve et de décharger depuis la cuve, il convient que le talon de liquide, c’est-à-dire le volume de liquide qui est présent dans la partie inférieure de la cuve lorsque celle-ci est peu remplie, soit d’un volume aussi faible que possible. Cependant, lorsque la cuve est peu remplie, le ballottement peut conduire à ce que la tête de pompe soit partiellement voire totalement découverte de liquide. S’il se produit pendant que la pompe fonctionne, un tel découvrement de la tête de pompe peut conduire à l’apparition de phénomènes de cavitation dans la pompe et/ou à un désamorçage de la pompe (aussi connu sous la dénomination de « pump tripping » en anglais). Or il convient d’éviter autant que possible les phénomènes de cavitation dans la pompe et les désamorçages de la pompe, car ils peuvent dégrader, voire endommager, la pompe et même les canalisations et les systèmes fluidiques reliés à la pompe.
Il a été proposé, dans les documents EP 1 314 927 A1 et WO 2017/055744 A1, d’entourer la tête de pompe d’une enceinte ou d’un récipient, l’enceinte ou le récipient comportant des clapets afin de retenir une certaine hauteur de liquide autour de la tête de pompe et par là limiter le risque de découvrement de la tête de pompe.
Résumé
L’invention propose une autre approche, consistant à surveiller automatiquement le fonctionnement de la pompe en estimant un paramètre de risque de désamorçage de la pompe et à fournir une indication à un utilisateur en fonction du paramètre de risque de désamorçage. Une idée à la base de l’invention est ainsi de : déterminer des paramètres pertinents pour le risque de désamorçage de la pompe, parmi lesquels un NPSH requis de la pompe, un niveau de remplissage courant de la cuve, et un état courant de mouvement ; estimer, en fonction de ces paramètres, un paramètre de risque de désamorçage de la pompe ; et fournir une indication à un utilisateur en fonction du paramètre de risque de désamorçage. Une autre idée à la base de l’invention est d’estimer le paramètre de risque de désamorçage soit à partir d’une simulation par une méthode de mécanique des fluides numériques (« Computational Fluid Dynamics » ou CFD en anglais) de l’évolution de la position de l’interface liquide-gaz au sein de la cuve, soit à l'aide d'un modèle prévisionnel entraîné par une méthode d’apprentissage automatique supervisé.
Selon un mode d’exécution conforme à une première variante, l’invention fournit un procédé de surveillance mis en œuvre par ordinateur pour surveiller le fonctionnement d’une pompe disposée dans une cuve pour le transport d’un produit liquide à bord d’un navire, la pompe comportant une tête de pompe disposée dans la cuve, le procédé de surveillance comprenant :
- obtenir au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe ;
- déterminer, en fonction dudit au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe, une hauteur de charge nette absolue requise de la pompe ;
- déterminer un niveau de remplissage courant de la cuve ;
- déterminer un état courant de mouvement, lequel est un état courant de mer et/ou un état courant de mouvement du navire ;
- estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe au moins en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe, du niveau de remplissage courant de la cuve et de l’état courant de mouvement ainsi déterminés, et fournir une indication à un utilisateur en fonction dudit paramètre de risque de désamorçage.
Grâce à un tel procédé, un utilisateur tel qu’un membre d’équipage peut entreprendre toute mesure nécessaire pour limiter le risque de désamorçage de la pompe en cas de nécessité, comme par exemple ralentir ou stopper le navire ou encore changer la route du navire, et donc de diminuer le risque d’endommagement de la pompe et des systèmes fluidiques reliés à la pompe.
Selon des modes d’exécution, le procédé décrit ci-dessus peut comporter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes.
Selon un mode d’exécution, le au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe comprend un débit de la pompe.
Le procédé convient pour n’importe quel positionnement de la tête de pompe dans la cuve. Il trouve toutefois une application avantageuse pour des têtes de pompe disposées vers le fond de la cuve. Selon un mode d’exécution, la cuve comporte un puisard, et la tête de pompe est disposée dans ledit puisard. Selon un mode d’exécution, la tête de pompe est disposée à proximité d’une paroi inférieure de la cuve.
Selon un mode d’exécution, la tête de pompe est disposée à proximité d’une paroi inférieure de la cuve, et la tête de pompe est logée dans un récipient situé à l’intérieur de la cuve, le récipient comportant un fond tourné vers la paroi inférieure de la cuve et muni d’un passage mettant en communication l’intérieur du récipient avec l’extérieur du récipient, une portion supérieure du récipient opposée au fond du récipient comportant une ouverture en communication avec l’intérieur de la cuve, le récipient comportant en outre au moins un clapet mobile agencé pour coopérer avec un siège de clapet correspondant porté par le fond du récipient, le clapet étant apte à obstruer le passage du fond du récipient lorsqu’un différentiel de pression exercée sur le clapet entre l’extérieur du récipient et l’intérieur du récipient est inférieur à un seuil positif déterminé et libérer le passage lorsque ledit différentiel de pression est supérieur audit seuil.
Un tel récipient muni de clapets tend à garantir que la tête de pompe soit toujours entourée de liquide, ce liquide étant retenu dans le récipient par le ou les clapets. Le récipient apporte donc une protection supplémentaire contre le risque de désamorçage de la pompe. La combinaison du récipient avec le procédé décrit ci-dessus permet donc de grandement diminuer le risque de désamorçage de la pompe.
Selon un mode d’exécution, le paramètre de risque de désamorçage de la pompe est estimé en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe, du niveau de remplissage courant de la cuve et de l’état courant de mouvement ainsi déterminés, et en fonction d’au moins l’un parmi un tirant d’eau du navire, une vitesse du navire, un cap du navire et au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe.
Selon un mode d’exécution, l’étape consistant à estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe comprend :
- simuler, par une méthode de mécanique des fluides numérique, une évolution de la position d’une surface libre du liquide au sein de la cuve ;
- extraire des résultats de la simulation une évolution d’une hauteur dans la cuve de la surface libre au niveau de la tête de pompe ; et
- calculer le paramètre de risque de désamorçage de la pompe en fonction de l’évolution de ladite hauteur et de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe.
Selon un autre mode d’exécution, l’étape consistant à estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe est effectuée à l’aide d’un modèle prévisionnel entraîné par une méthode d’apprentissage automatique supervisé sur un ensemble de données d’entraînement, l’ensemble de données d’entraînement étant obtenu à partir :
- de résultats d’une pluralité d’essais consistant chacun à soumettre une cuve d’essai présentant un niveau de remplissage donné à des mouvements, et à mesurer une hauteur dans la cuve d’essai d’une surface libre du liquide au niveau de la tête de pompe, et/ou
- de résultats de simulations consistant chacune à simuler, par une méthode de mécanique des fluides numérique, une évolution de la position d’une surface libre du liquide au sein d’un modèle de cuve présentant un niveau de remplissage donné et soumis à des mouvements, et à extraire des résultats de la simulation une évolution d’une hauteur dans la cuve de la surface libre du liquide au niveau de la tête de pompe.
Selon un mode d’exécution, l’ensemble de données d’entraînement est obtenu exclusivement à partir de tels résultats de simulations. Ceci est particulièrement avantageux car des simulations par une méthode de mécanique des fluides numérique sont plus rapides et moins coûteuses à mener que des essais sur une cuve d’essai. Il est donc possible d’entraîner le modèle prévisionnel sur davantage de points de données, ce qui améliore la qualité de la prévision du risque de désamorçage. En outre, de telles simulations permettent de mieux tenir compte de propriétés du liquide qui peuvent être difficiles à reproduire dans une cuve d’essai, comme par exemple une très basse température.
On entend par « méthode d’apprentissage automatique supervisé » (en anglais : « supervised learning ») une méthode d’apprentissage automatique (en anglais : « machine learning » ; aussi désignée en français par les appellations apprentissage artificiel ou apprentissage statistique) consistant à apprendre une fonction de prédiction à partir d’exemples annotés. Autrement dit, une méthode d’apprentissage automatique supervisé permet de construire un modèle apte à la prévision à partir d’une pluralité d’exemples pour lesquels la réponse à prédire est connue. Une méthode d’apprentissage automatique supervisé est typiquement mise en œuvre par ordinateur.
Grâce à son entraînement par une méthode d’apprentissage automatique supervisé sur l’ensemble de données d’essais, le modèle prévisionnel est apte à estimer par le calcul un paramètre de risque de désamorçage de la pompe au moins en fonction d’une hauteur de charge nette absolue requise de la pompe, d’un niveau de remplissage de la cuve et d’un état courant de mer et/ou d’un état courant de mouvement du navire, sans pour autant devoir simuler explicitement le ballottement du liquide dans la cuve. Le modèle prévisionnel est apte à effectuer cette estimation même pour des valeurs du niveau de remplissage de la cuve et pour des états courants de mer et/ou de mouvement du navire pour lesquels aucun essai n’a été réalisé. Le modèle prévisionnel est donc utilisable pour estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe en conditions réelles d’utilisation sur un navire.
Selon un mode d’exécution, le paramètre de risque de désamorçage est de type binaire. En d’autres termes, le modèle prévisionnel prévoit seulement si un risque de désamorçage de la pompe existe ou bien s’il n’existe pas Le modèle prévisionnel à entraîner dans le cadre de la présente invention est alors apte à répondre un problème de classification. Des méthodes permettant d’entraîner des modèles prévisionnels de ce type par apprentissage automatique supervisé sont bien connues dans le domaine de l’apprentissage automatique.
Selon un mode d’exécution, le paramètre de risque de désamorçage de la pompe comprend un ou plusieurs paramètres quantitatifs. Le modèle prévisionnel est alors apte à répondre à un problème de régression. Des méthodes permettant d’entraîner des modèles prévisionnels de ce type par apprentissage automatique supervisé sont bien connues dans le domaine de l’apprentissage automatique.
Selon un mode d’exécution, le paramètre de risque de désamorçage de la pompe comprend au moins l’un parmi :
- le risque d’apparition d’une situation où une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe ;
- la durée maximale d’une situation où une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe ;
- le nombre d’occurrences d’une situation où une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe ;
- le temps total pendant lequel une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe ;
- une durée moyenne des situations où une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe ;
- une probabilité d’apparition d’une situation où une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe pendant une durée supérieure à une durée prédéterminée.
Selon un mode d’exécution, au moins une contrainte est imposée au modèle prévisionnel pendant son entraînement par la méthode d’apprentissage automatique supervisé.
Ainsi, l’entraînement du modèle prévisionnel peut être guidé sur la base de considérations physiques élémentaires, comme par exemple l’absence de risque de désamorçage de la pompe dans le cas où le niveau de remplissage de la cuve est supérieur à un certain seuil, et/ou sur la base de considérations obtenues par l’expérience pratique, comme par exemple le fait que des mouvements plus importants ou des dimensions de la cuve plus importantes peuvent potentiellement entraîner un risque plus important de désamorçage de la pompe. Il en résulte que la précision de l’estimation du paramètre de risque de désamorçage par le modèle prévisionnel est accrue.
Selon un mode d’exécution, le procédé comprend en outre une étape d’aide à la décision destinée à réduire le paramètre de risque de désamorçage de la pompe.
Selon un mode d’exécution, le modèle prévisionnel considère une pluralité de pompes, le modèle prévisionnel étant apte à estimer un paramètre de risque de désamorçage de chaque pompe en fonction de sa position au sein du navire.
Selon un mode d’exécution, l’invention fournit en outre un système de surveillance pour surveiller le fonctionnement d’une pompe disposée dans une cuve pour le transport d’un produit liquide à bord d’un navire, la pompe comportant une tête de pompe disposée dans la cuve, le système de surveillance comprenant :
- une unité de contrôle-commande de la pompe apte à obtenir au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe, et à déterminer, en fonction dudit au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe, une hauteur de charge nette absolue de la pompe ;
- au moins un capteur de niveau de remplissage pour mesurer un niveau de remplissage courant de la cuve ;
- un dispositif d’évaluation d’états de mouvement apte à évaluer un état courant de mouvement, lequel est un état courant de mer et/ou un état courant de mouvement du navire ; et
- un moyen de traitement configuré pour estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe au moins en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe, du niveau de remplissage courant de la cuve et de l’état courant de mouvement ainsi déterminés, et pour fournir une indication à un utilisateur en fonction dudit paramètre de risque de désamorçage.
Un tel système procure les mêmes avantages que les procédés décrits ci-dessus.
Selon un mode d’exécution, la cuve comporte un puisard, et la tête de pompe est disposée dans ledit puisard. Selon un mode d’exécution, la tête de pompe est disposée à proximité d’une paroi inférieure de la cuve.
Selon un mode d’exécution, la tête de pompe est disposée à proximité d’une paroi inférieure de la cuve, et la tête de pompe est logée dans un récipient situé à l’intérieur de la cuve, le récipient comportant un fond tourné vers la paroi inférieure de la cuve et muni d’un passage mettant en communication l’intérieur du récipient avec l’extérieur du récipient, une portion supérieure du récipient opposée au fond du récipient comportant une ouverture en communication avec l’intérieur de la cuve, le récipient comportant en outre un clapet mobile agencé pour coopérer avec un siège de clapet porté par le fond du récipient, le clapet étant apte à obstruer le passage du fond du récipient lorsqu’un différentiel de pression exercée sur le clapet entre l’extérieur du récipient et l’intérieur du récipient est inférieur à un seuil positif déterminé et libérer le passage lorsque ledit différentiel de pression est supérieur audit seuil.
Selon un mode d’exécution, le paramètre de risque de désamorçage de la pompe est estimé en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe, du niveau de remplissage courant de la cuve et de l’état courant de mouvement ainsi déterminés, et en fonction d’au moins l’un parmi un tirant d’eau du navire, une vitesse du navire, un cap du navire et au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe.
Selon un mode d’exécution conforme à une deuxième variante, l’invention fournit également un procédé de prévision mis en œuvre par ordinateur pour prévoir le fonctionnement d’une pompe disposée dans une cuve pour le transport d’un produit liquide à bord d’un navire, la pompe comportant une tête de pompe disposée dans la cuve, le procédé de prévision comprenant :
- obtenir au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe ;
- déterminer, en fonction dudit au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe, une hauteur de charge nette absolue requise de la pompe ;
- déterminer un niveau de remplissage courant de la cuve ;
- estimer des états de mouvement à venir, lesquels sont des états de mer à venir et/ou des états de mouvement du navire à venir, à partir d’informations météorologiques et d’une route du navire ;
- estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe au moins en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe et du niveau de remplissage courant de la cuve ainsi déterminés, de la route du navire et des états de mer à venir ainsi estimés, et fournir une indication à un utilisateur en fonction dudit paramètre de risque de désamorçage.
Selon un mode d’exécution, le au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe comprend un débit de la pompe.
Selon un mode d’exécution, la cuve comporte un puisard, et la tête de pompe est disposée dans ledit puisard. Selon un mode d’exécution, la tête de pompe est disposée à proximité d’une paroi inférieure de la cuve.
Selon un mode d’exécution, la tête de pompe est disposée à proximité d’une paroi inférieure de la cuve, et la tête de pompe est logée dans un récipient situé à l’intérieur de la cuve, le récipient comportant un fond tourné vers la paroi inférieure de la cuve et muni d’un passage mettant en communication l’intérieur du récipient avec l’extérieur du récipient, une portion supérieure du récipient opposée au fond du récipient comportant une ouverture en communication avec l’intérieur de la cuve, le récipient comportant en outre un clapet mobile agencé pour coopérer avec un siège de clapet porté par le fond du récipient, le clapet étant apte à obstruer le passage du fond du récipient lorsqu’un différentiel de pression exercée sur le clapet entre l’extérieur du récipient et l’intérieur du récipient est inférieur à un seuil positif déterminé et libérer le passage lorsque ledit différentiel de pression est supérieur audit seuil.
Selon un mode d’exécution, le paramètre de risque de désamorçage de la pompe est estimé en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe et du niveau de remplissage courant de la cuve ainsi déterminés, et en fonction d’un tirant d’eau du navire et/ou d’un paramètre de fonctionnement de la pompe.
Selon un mode d’exécution, l’étape consistant à estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe comprend :
- simuler, par une méthode de mécanique des fluides numérique, une évolution de la position d’une surface libre du liquide au sein de la cuve ;
- extraire des résultats de la simulation une évolution d’une hauteur dans la cuve de la surface libre au niveau de la tête de pompe ; et
- calculer le paramètre de risque de désamorçage de la pompe en fonction de l’évolution de ladite hauteur et de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe.
Selon un autre mode d’exécution, l’étape consistant à estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe est effectuée à l’aide d’un modèle prévisionnel entraîné par une méthode d’apprentissage automatique supervisé sur un ensemble de données d’entraînement, l’ensemble de données d’entraînement étant obtenu à partir :
- de résultats d’une pluralité d’essais consistant chacun à soumettre une cuve d’essai présentant un niveau de remplissage donné à des mouvements, et à mesurer une hauteur dans la cuve d’essai d’une surface libre du liquide au niveau de la tête de pompe, et/ou
- de résultats de simulations consistant chacune à simuler, par une méthode de mécanique des fluides numérique, une évolution de la position d’une surface libre du liquide au sein d’un modèle de cuve présentant un niveau de remplissage donné et soumis à des mouvements, et à extraire des résultats de la simulation une évolution d’une hauteur dans la cuve de la surface libre du liquide au niveau de la tête de pompe.
Selon un mode d’exécution, l’ensemble de données d’entraînement est obtenu exclusivement à partir de tels résultats de simulations.
Selon un mode d’exécution, le procédé comprend en outre une étape une étape d’aide à la décision destinée à réduire le paramètre de risque de désamorçage de la pompe sur la route du navire.
Selon un mode d’exécution, le modèle prévisionnel considère une pluralité de pompes, le modèle prévisionnel étant apte à estimer un paramètre de risque de désamorçage de chaque pompe en fonction de sa position au sein du navire.
Ainsi, un utilisateur tel qu’un membre d’équipage peut prendre la décision de faire suivre au navire une route permettant de diminuer le risque de désamorçage de la pompe, et donc de diminuer le risque d’endommagement de la pompe et des systèmes fluidiques reliés à la pompe.
Selon un mode d’exécution, l’invention fournit également un système de prévision pour prévoir le fonctionnement d’une pompe disposée dans une cuve pour le transport d’un produit liquide à bord d’un navire, la pompe comportant une tête de pompe disposée dans la cuve, le système de prévision comprenant :
- une unité de contrôle-commande de la pompe apte à obtenir au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe, et à déterminer, en fonction dudit au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe, une hauteur de charge nette absolue requise de la pompe ;
- au moins un capteur de niveau de remplissage pour mesurer un niveau de remplissage courant de la cuve ;
- un dispositif d’estimation d’états de mouvement apte à estimer des états de mouvement à venir, lesquels sont des états de mer à venir et/ou des états de mouvement du navire à venir, à partir d’informations météorologiques et d’une route du navire ; et
- un moyen de traitement configuré pour estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe au moins en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe et du niveau de remplissage courant de la cuve ainsi déterminés, de la route du navire et des états de mer à venir ainsi estimés, et pour fournir une indication à un utilisateur en fonction dudit paramètre de risque de désamorçage.
Les procédés et systèmes décrits ci-dessus sont applicables à des navires transportant tout type de produit liquide. Ils trouvent toutefois une application particulière à des navires de transport d’un produit liquide froid, notamment des gaz liquéfiés.
Dans certains modes d’exécution, la cuve est une cuve étanche et/ou thermiquement isolante.
Dans certains modes d’exécution, le produit liquide est un produit liquide froid.
Dans certains modes d’exécution, le produit liquide froid est un gaz liquéfié, notamment du Gaz Naturel Liquéfié (GNL) ou du Gaz de Pétrole Liquéfié (GPL).
Lorsque le gaz liquéfié est du GNL, le navire peut être un navire du type consommant du gaz d’évaporation (aussi connu sous l’appellation anglaise « BOG » pour « Boil-Off Gas ») pour sa propulsion. De tels navires sont connus en tant que tels, sous l’appellation anglaise « LNG-fueled ship » ou LFS. La pompe est alors de préférence une pompe agencée dans la cuve de façon à pouvoir envoyer du GNL vers un ou plusieurs moteurs du navire, pour la propulsion du navire. Les procédés et systèmes décrits ci-dessus sont alors particulièrement utiles, car la pompe est amenée à fonctionner régulièrement pendant les voyages du navire.
 Brève description des figures
L’invention sera mieux comprise, et d'autres buts, détails, caractéristiques et avantages de celle-ci apparaîtront plus clairement au cours de la description suivante de plusieurs modes d’exécution particuliers de l’invention, donnés uniquement à titre illustratif et non limitatif, en référence aux dessins annexés.
La est une représentation schématique d’un navire de transport d’un produit liquide, plus particulièrement de gaz naturel liquéfié.
La représente une vue partielle en coupe longitudinale de l’une des cuves du navire de la , la cuve comportant une pompe comportant une tête de pompe disposée dans la cuve, à proximité d’une paroi inférieure de la cuve.
La représente une vue en perspective schématique de la tête de pompe de la logée dans un récipient de rétention de liquide.
La représente une vue de dessus de la tête de pompe et du récipient de la illustrant la fixation du récipient à la tête de pompe, ainsi que le fond du récipient comportant des clapets de communication entre l’intérieur du récipient et l’extérieur du récipient.
La représente une vue partielle en coupe du fond du récipient illustrant un clapet du récipient de la dans une position ouverte.
La représente une vue partielle en coupe du fond du récipient illustrant un clapet du récipient de la dans une position fermée.
La représente un système de surveillance du fonctionnement de la pompe, le système étant intégré dans le navire de la .
La représente un système de surveillance du fonctionnement de la pompe selon un autre mode d’exécution.
La est une représentation schématique d’un dispositif utilisable pour réaliser des essais sur une cuve d’essai.
La est un organigramme représentant un procédé d’obtention d’une base de données utilisable pour estimer pour estimer un paramètre de risque de désamorçage d’une pompe.
La est un organigramme représentant un procédé de surveillance du fonctionnement d’une pompe.
La est un organigramme représentant un autre procédé de surveillance du fonctionnement d’une pompe.
La est un organigramme représentant un procédé de prévision du fonctionnement d’une pompe.
Les modes d’exécution ci-après sont décrits en relation avec un navire comportant une double coque formant une structure porteuse dans laquelle sont agencées une pluralité de cuves. Dans une telle structure porteuse, les cuves présentent par exemple une géométrie polyédrique, par exemple de forme prismatique.
Dans certains modes d’exécution, les cuves sont des cuves étanches et thermiquement isolantes. De telles cuves étanches et thermiquement isolantes sont prévues pour le transport d’un produit liquide froid, par exemple pour le transport de gaz liquéfié, notamment du gaz naturel liquéfié (GNL). Le gaz liquéfié est stocké et transporté dans de telles cuves à une température basse, ce qui nécessite des parois de cuve thermiquement isolantes afin de maintenir le gaz liquéfié à cette température. De telles cuves étanches et thermiquement isolantes comportent aussi une barrière isolante ancrée sur la double coque de navire et portant au moins une membrane étanche. À titre d’exemple, de telles cuves peuvent être réalisées selon les technologies commercialisées sous les marques Mark III® ou NO96® de la déposante, ou autres. Il est toutefois précisé que les modes d’exécution décrits ci-après sont également applicables à des cuves convenant pour le transport d’un produit liquide quelconque, et qui ne sont donc pas nécessairement étanches et/ou thermiquement isolantes.
La illustre un navire 1 comportant quatre cuves 2, lesquelles sont ici étanches et thermiquement isolantes. Les cuves 3, 4, 5, 6 peuvent présenter des états de remplissage identiques ou différents.
La représente une vue partielle en coupe longitudinale de la cuve 3 du navire 1. La double coque du navire 1 forme une structure porteuse 1A sur laquelle sont montées les parois de la cuve 3. Chaque paroi de la cuve 3 comporte une structure multicouche incluant successivement une barrière isolante secondaire fixée sur la structure porteuse 1A, une membrane étanche secondaire supportée par la barrière isolante secondaire, une barrière isolante primaire recouvrant la membrane étanche secondaire et une membrane étanche primaire supportée par la barrière isolante primaire.
Un mât tripode 20 est fixé à proximité d’une paroi transversale 12 de la cuve 3. Ce mât tripode 20 est de préférence sensiblement centré à la mi-largeur du navire 1. Le mât tripode se développe depuis une paroi supérieure (non représentée) de la cuve 3 jusqu’à une paroi de fond (ci-après aussi appelée « paroi inférieure ») 11 de la cuve 3. Le mât tripode 20 supporte une ou plusieurs pompe(s) 30 dont la tête de pompe 31 est située à proximité de la paroi inférieure 11. Des canalisations relient la tête de pompe 31 à un système de manutention de la cargaison (non illustré) à travers la paroi supérieure (non représentée) de la cuve 3. Le système de manutention de la cargaison permet de charger/décharger le produit liquide 3L, ici du GNL, contenu dans la cuve 3 via la pompe 30.
Lors d’un déchargement de la cuve 3 en GNL 3L ou dans le cas de l’utilisation du GNL 3L contenu dans la cuve pour alimenter en gaz des moteurs du navire 1, la pompe 30 est activée afin d’aspirer le GNL 3L contenu dans la cuve 3 via la tête de pompe 31. Cependant, dans le cas où les moteurs du navire 1 sont alimentés en GNL en provenance de la cuve 3 et où le navire 1 effectue un voyage de retour, seul un talon liquide de GNL 3L est conservé dans la cuve 3 afin d’alimenter les moteurs du navire 1 lors de ce voyage de retour. Or, lorsqu’il est en mer, le navire 1 est sujet à de nombreux mouvements liés aux conditions de navigation. Ces mouvements du navire 1 se répercutent sur le GNL 3L contenu dans la cuve 3, et affectent ainsi la position de la surface libre 40 du GNL 3L, laquelle surface libre 40 constitue l’interface liquide-gaz séparant le GNL 3L de la phase gazeuse 3G contenue dans la cuve 3. Il se peut alors que la tête de pompe 31 soit partiellement voire totalement découverte de GNL 3L. S’il se produit pendant que la pompe 30 fonctionne, un tel découvrement de la tête de pompe 31 peut conduire à l’apparition de phénomènes de cavitation dans la pompe 30 et/ou à un désamorçage de la pompe 30 (aussi connu sous la dénomination de « pump tripping » en anglais). Or il convient d’éviter autant que possible les phénomènes de cavitation dans la pompe 30 et les désamorçages de la pompe 30, car ils peuvent dégrader, voire endommager, la pompe 30 et même les canalisations et les systèmes fluidiques reliés à la pompe 30. Au vu de ce phénomène, le navire 1 est pourvu d’un système de surveillance de fonctionnement de la pompe 30, dont des modes d’exécution vont maintenant être décrits ci-après.
Le positionnement de la tête de pompe 31 à proximité de la paroi inférieure 11 de la cuve 3 n’est représenté sur la qu’à titre d’exemple non limitatif. Dans certains modes d’exécution (non représentés), la tête de pompe 31 est disposée dans un puisard (non représenté) que comporte la cuve 3. Dans d’autres modes d’exécution (non représentés), la tête de pompe 31 est disposée dans une position intermédiaire dans la cuve 3, voire dans une moitié supérieure ou un quart supérieur de la cuve 3. Les modes d’exécution du système de surveillance de fonctionnement de la pompe 30 décrits ci-après conviennent généralement pour n’importe quel positionnement de la tête de pompe 31 dans la cuve 3.
Dans un mode d’exécution particulier, la tête de pompe 31 est logée dans un récipient 90 de rétention de GNL 3L, le récipient 90 étant situé à l’intérieur de la cuve 3. Les figures 3A à 3D illustrent un mode de réalisation d’un tel récipient 90.
Sur la , on a représenté en vue en perspective schématique la tête de pompe 31 logée dans le récipient 90, de façon à illustrer le récipient 90 et la fixation dudit récipient 90 à la tête de pompe 31.
Le récipient 90 illustré sur la présente une forme cylindrique circulaire. Le récipient 90 comporte un fond 99 (voir ) de forme circulaire se développant parallèlement à la paroi inférieure 11 de la cuve 3 au-dessus de celle-ci. De préférence, la distance entre le fond 99 du récipient 90 et la paroi inférieure 11 de la cuve 3 est comprise entre 25 et 150 mm, la valeur maximum pouvant atteindre 250 mm. Une paroi latérale circulaire 91 se développe depuis le fond 99 du récipient 90 vers la paroi supérieure (non représentée) de la cuve 3, c’est-à-dire en s’éloignant perpendiculairement de la paroi inférieure 11 de la cuve 3, c’est-à-dire selon une direction parallèle à la gravité terrestre.
La section supérieure du récipient 90 ne comporte pas de paroi de couvercle de sorte que l’extrémité supérieure du récipient 90 opposée au fond 99 du récipient est ouverte. Ainsi, lorsque le niveau de GNL 3L dans la cuve 3 dépasse le récipient 9, le récipient 9 est rempli de GNL 3L
Une face interne 92 de la paroi 91 comporte deux pattes 93 faisant saillie radialement vers l’intérieur du récipient 9. Ces pattes 93 se développent depuis des zones diamétralement opposées de la face interne 92. La tête de pompe 31 comporte deux épaulements 94 faisant saillie radialement vers l’extérieur, c’est-à-dire en direction de la face interne 92 du récipient. Les pattes 93 du récipient 90 sont fixées sur les épaulements 94 de la tête de pompe 31 par tout moyen adapté tel qu’à l’aide de vis et d’écrous, d’une soudure ou autre. Ainsi, le récipient 90 est fixé à la tête de pompe 31 et ladite tête de pompe 31 est logée à l’intérieur dudit récipient 90. De préférence, la tête de pompe 31 est centrée dans le récipient 90.
La représente une vue de dessus de la tête de pompe 31 et du récipient 90 illustrant la fixation du récipient 90 à la tête de pompe 31 ainsi que le fond 99 du récipient 90 comportant des clapets 16 de communication entre l’intérieur du récipient 90 et l’extérieur du récipient 90.
Dans le premier mode de réalisation illustré sur les figures 3A à 3D, le récipient 90 comporte trois passages 95 (voir figures 3C et 3D) traversant le fond 99 du récipient 90. Ces passages 95 sont équi-répartis autour de la tête de pompe 31. Par ailleurs, le récipient 90 comporte trois clapets 16 destinés à libérer ou obstruer les passages 95 en fonction de la pression exercée par le GNL 3L contenu dans la cuve 3 comme expliqué ci-après. Chaque clapet 16 présente un diamètre supérieur au diamètre du passage 95 avec lequel il coopère. Chaque clapet 16 est par ailleurs coaxial dudit passage 95 avec lequel il coopère. Les clapets 16 ont ici une forme circulaire.
Chaque passage 95 est entouré par une pièce rapportée 97 montée sur le fond 99 du récipient. Ces pièces rapportées 97 présentent un orifice central traversant prolongeant le passage 95 correspondant du récipient 90. Par ailleurs, ces pièces rapportées 97 forment chacune un siège de clapet coopérant avec un clapet 16 respectif, comme expliqué ci-après en regard des figures 3C et 3D. Ces pièces rapportées 97 sont fixées sur le fond 99 du récipient 90 par tout moyen adapté, par exemple à l’aide de vis et d’écrous ou encore par soudure.
Les figures 3C et 3D illustrent le fonctionnement d’un clapet 16 tel qu’illustré sur la .
Une extrémité 38 de la tête de pompe 31 par laquelle le GNL 3L est aspiré lors d’un déchargement de la cuve 3 est de préférence située à proximité du fond 99 du récipient 90 afin d’être conservée immergée dans le GNL 3L contenu dans le récipient 90.
Le clapet 16 est mobile dans le récipient selon un axe de déplacement 95A perpendiculaire au fond 99 du récipient 90 et, de préférence, parallèle à la gravité terrestre. Pour cela, un système de guidage permet de guider et de limiter le déplacement du clapet 16. Dans le mode de réalisation illustré sur les figures 3A à 3D, le système de guidage comporte quatre goupilles 60 fixées sur le fond 99 du récipient 90 (dont trois seulement sont illustrées sur les figures 3C et 3D). Chaque goupille 60 se développe depuis le fond 99 du récipient 90 vers l’intérieur du récipient 90 parallèlement à l’axe 95A de déplacement du clapet 16. Ces goupilles 60 sont fixées par tout moyen adapté sur le fond 99 du récipient 90, par exemple par soudure. Chaque goupille 60 traverse la pièce rapportée 97 qui comporte pour cela quatre perçages ad hoc. Une extrémité 21 de chaque goupille 60 opposée au fond 99 du récipient 90 présente une section de dimension réduite filetée 21.
Une bordure périphérique du clapet 16 comporte quatre alésages 22. Chaque alésage 22 est traversé par une goupille 60 correspondante. Ainsi, le clapet est guidé en déplacement par coulissement de sa bordure périphérique le long des goupilles 60. Un écrou 32 est vissé sur l’extrémité 21 de chaque goupille 60. Cet écrou 32 forme un épaulement bloquant le déplacement du clapet 16 le long de l’axe 19 entre ladite extrémité 21 et la pièce rapportée 97.
Le clapet 16 est mobile dans le récipient sous l’effet de son propre poids et, le cas échéant, d’une pression différentielle exercée sur le clapet 16 entre l’intérieur du récipient 90 et l’extérieur du récipient 90. Ainsi, lorsque le récipient 9 est entouré par du GNL 3L présent dans la cuve 3, sans que le GNL 3L ne dépasse l’extrémité supérieure du récipient 90 et ne se déverse donc dans le récipient 9 par ladite extrémité supérieure ouverte du récipient 90, le clapet 16 est sujet d’une part à une pression interne provoquée par le GNL 3L présent dans le récipient 90 et, d’autre part, à une pression externe provoquée par le GNL 3L qui est en contact avec le clapet 16 et est présent dans la cuve 3 en entourant le récipient 90. Le clapet 16 est donc soumis à un différentiel de pression qui permet de repousser le clapet 16 en l’éloignant de la pièce rapportée 97, et donc du siège de clapet. Cette pression différentielle permet l’ouverture du clapet lorsque l’équation suivante est remplie :
Figure pctxmlib-appb-M000001
Dans laquelle
Figure pctxmlib-appb-M000002
 représente la pression exercée par le GNL 3L contenu dans la cuve 3 hors du récipient 90 sur le clapet 16,
Figure pctxmlib-appb-M000003
 représente la surface du clapet 16 en contact avec le GNL 3L contenu dans la cuve 3 hors du récipient 9,
Figure pctxmlib-appb-M000004
 représente la poussée d’Archimède exercée sur le clapet 16 par le GNL 3L contenu dans la cuve 3 hors du récipient 9,
Figure pctxmlib-appb-M000005
 représente la pression exercée par le GNL 3L contenu dans le récipient 90 sur le clapet 16,
Figure pctxmlib-appb-M000006
 représente la surface supérieure du clapet 16 sur laquelle la pression du GNL contenu dans le récipient 9 est exercée, et
Figure pctxmlib-appb-M000007
 représente le poids du clapet 16. Typiquement, cette équation traduit le fait que l’ouverture du clapet 16, c’est-à-dire son éloignement de la pièce rapportée 97 formant le siège de clapet, dépend de la différence de hauteur entre le GNL 3L contenu dans la cuve 3 hors du récipient 90 et le GNL 3L contenu dans le récipient 90.
Inversement, lorsque le récipient 90 n’est pas entouré par du GNL 3L, la seule pression exercée sur le clapet 16 est celle exercée par le GNL 3L contenu dans le récipient 90. Sous l’effet de la gravité et de la pression exercée par le GNL 3L contenu dans le récipient 90, le clapet 16 est donc repoussé vers le fond 99 du récipient 90 et coopère avec le siège de clapet afin d’obstruer le passage 95 dans le fond 95 du récipient 90.
Le clapet 16 est réalisé dans un matériau avec une masse volumique inférieure aux métaux du type inox pour limiter la pression d’ouverture et compatible avec le GNL. A titre d’exemple, on privilégiera des matériaux plastiques, de préférence en Polytétrafluoroéthylène aussi appelé téflon (marque déposée) par exemple sous la forme d’un revêtement en téflon ou en matériau plein. Ainsi, le clapet 16 est léger et le poids du clapet ne perturbe que peu son ouverture sous l’effet de la pression exercée par le GNL 3L contenu hors du récipient 90 dans la cuve 3. En outre, le revêtement en téflon offre de bonnes propriétés de glissement au clapet 16 facilitant son déplacement dans le récipient 90.
Comme illustré sur les figures 3C et 3D, la surface inférieure du clapet 16 comporte une portion biseautée 23. Ainsi, le clapet 16 présente une portion tronconique dont le plus petit diamètre est situé à proximité du fond 99 du récipient 90.
Par ailleurs, la pièce rapportée 97 formant le siège de clapet comporte également une portion biseautée 24. La portion biseautée 24 de la pièce rapportée 97 est complémentaire de la portion biseautée 23 du clapet 16, ladite portion biseautée 24 de la pièce rapportée 97 présentant un diamètre minimal à proximité du fond 99 du récipient 90. Typiquement, la portion biseautée 24 de la pièce rapportée forme le siège de clapet avec lequel coopère le clapet 16 afin d’obstruer le passage 95. Ainsi, dans le cas d’une portion biseautée 23 du clapet 16 formant un angle de 45° avec le fond 99 du récipient 90, la portion biseautée 24 de la pièce rapportée 97 présente également un angle de 45° avec le fond du récipient.
Ces portions biseautées 23 et 24 offrent une surface de contact importante entre le siège de clapet et le clapet 16 assurant ainsi une meilleure étanchéité au récipient 90 lorsque le clapet 16 obstrue le passage 95. De plus, la forme biseautée 24 du siège de clapet guide le déplacement du clapet 16 lorsque celui-ci se déplace en direction du fond 99 du récipient 90 pour obstruer le passage 95.
Lorsque le GNL 3L contenu dans la cuve 3 entoure le récipient ou bien est déplacé vers le récipient en raison du tangage et du roulis du navire 1, la pression exercée par ce GNL 3L contenu dans la cuve 3 sur le clapet 16 permet de repousser le clapet 16 hors du siège de clapet. Dès lors, le passage 95 n’est plus obstrué et le GNL présent dans la cuve 3 rentre dans le récipient 90 par le passage 95 situé dans le fond 99 du récipient. Inversement, lorsque le GNL 3L contenu dans la cuve 3 n’entoure pas le récipient 90 et n’exerce pas une pression suffisante sur le clapet 16 pour le repousser hors du siège de clapet, le GNL 3L contenu dans le récipient 90 est retenu dans ledit récipient par l’obstruction du passage 95 par le clapet 16 coopérant de manière étanche avec la pièce rapportée formant le siège de clapet.
D’autres géométries pour le récipient 90 et/ou pour les clapets 16 sont possibles, par exemple comme décrit dans le document WO 2017/055744 A1.
La illustre un exemple de système de surveillance 100 de fonctionnement de la pompe 30 (ci-après désigné par « système de surveillance 100 » ou « système 100 » par commodité). Le système de surveillance 100 est ici embarqué sur le navire 1. Ce système de surveillance 100 comporte une unité centrale 110 connectée à une pluralité de capteurs 120 embarqués permettant d’obtenir différentes mesures de paramètres. Ainsi, les capteurs 120 comportent, par exemple et de manière non exhaustive, une unité de contrôle-commande 121 de la pompe 30, pour chaque pompe, au moins un capteur de niveau de remplissage 122, pour chaque cuve, et un dispositif d’évaluation d’états de mouvement 123. Le système de surveillance 100 comporte également une interface de communication 130 permettant à l’unité centrale 110 de communiquer avec des dispositifs distants par exemple pour obtenir des données météorologiques, des données de position du navire ou autre.
L’unité de contrôle-commande 121 est configurée pour déterminer un ou plusieurs paramètres de fonctionnement de la pompe 30, et pour commander le fonctionnement de la pompe 30 en fonction de ce(s) paramètre(s) de fonctionnement et d’au moins une consigne de fonctionnement.
Parmi les paramètres de fonctionnement de la pompe 30, l’unité de contrôle-commande 121 détermine au moins une hauteur de charge nette absolue requise, ci-après désignée par « NPSH requis », de la pompe. L’expression « hauteur de charge nette absolue » désigne ici la quantité aussi connue sous l’appellation « hauteur d’aspiration nette positive », et plus connue par le sigle anglais NPSH, pour « Net Positive Suction Head ». Cette quantité est bien connue en tant que telle dans le domaine des pompes. On rappelle seulement ici que le NPSH est une quantité pouvant être exprimée comme une pression ou comme une hauteur de colonne de liquide, et que l’on distingue, pour une pompe donnée et un liquide donné à des conditions de pression et de température données, le NPSH disponible et le NPSH requis. Le NPSH disponible doit être supérieur au NPSH requis pour garantir un fonctionnement correct de la pompe, et notamment pour éviter l’apparition d’un phénomène de cavitation dans la pompe. Le NPSH requis dépend du débit de liquide que doit aspirer la pompe, et est donné par le constructeur de la pompe comme une fonction de ce débit de liquide pour des conditions de pression et de température données. Concrètement, l’unité de contrôle-commande 121 peut lire une valeur consigne de débit de liquide que doit aspirer la pompe 30, et calculer le NPSH requis correspondant au moyen d’une relation mathématique stockée en mémoire, ou bien lire le NPSH requis correspondant dans une table stockée en mémoire.
Le au moins un capteur de niveau de remplissage 122 est configuré pour mesurer un niveau courant de remplissage de la cuve 3. Le niveau courant de remplissage de la cuve 3 est mesuré sous la forme d’une hauteur courante de liquide dans la cuve 3 ou bien sous la forme d’un pourcentage de remplissage, en volume de liquide, de la cuve 3. Plusieurs capteurs de niveau de remplissage 122, éventuellement de types différents, peuvent être disposés dans la cuve 3 pour assurer une certaine redondance.
Le dispositif d’évaluation d’états de mouvement 123 détermine des mouvements mesurés du navire, par exemple en mesurant les accélérations subies par le navire selon trois axes perpendiculaires en translation et en rotation. Pour apprécier les mouvements du navire, on pourra utiliser avantageusement une Unité de Mesure Inertielle, ci-après UMI, qui consiste en un ou plusieurs accéléromètres et/ou un ou plusieurs gyroscopes, par exemple gyroscope mécanique, et/ou un ou plusieurs magnétomètres. Ces unités de mesure, dans l’hypothèse où l’on en utilise plusieurs (du même type ou de deux types différents), sont avantageusement réparties sur le navire de manière à relever une mesure précise du mouvement du navire. On notera qu’une UMI est parfois communément désignée en tant que MRU (de l’anglais « Motion Reference Unit »).
Dans une alternative, le dispositif d’évaluation d’états de mouvement 123 obtient un état courant de mer dans l’environnement du navire, comme par exemple une hauteur et une fréquence des vagues dans l’environnement du navire. Par exemple, dans un mode de réalisation, la hauteur et/ou la fréquence des vagues sont fournies à partir d’une observation visuelle effectuée par l’équipage.
Le système de surveillance 100 comporte en outre une interface homme-machine 140. Cette interface homme-machine 140 comporte un moyen d’affichage 41. Ce moyen d’affichage 41 permet à l’opérateur d’obtenir les différentes informations calculées par le système ou les mesures obtenues par les capteurs 120 ou même une indication en fonction d’un paramètre de risque de désamorçage d’une pompe, ce paramètre de risque de désamorçage pouvant être estimé comme on va le détailler plus loin.
L’interface homme-machine 140 comporte en outre un moyen d’acquisition 42 permettant à l’opérateur de fournir manuellement des grandeurs à l’unité centrale 110, typiquement pour fournir à l’unité centrale 110 des données ne pouvant pas être obtenues par des capteurs car le navire ne comporte pas le capteur nécessaire ou que ce dernier est endommagé. Par exemple, dans un mode de réalisation, le moyen d’acquisition permet à l’opérateur d’entrer des informations sur la hauteur et/ou la fréquence des vagues à partir d’une observation visuelle et/ou d’entrer manuellement un cap et/ou une vitesse du navire.
Le système de surveillance 100 comporte en outre une base de données 150. Cette base de données peut être utilisable pour estimer un paramètre de risque de désamorçage d’une pompe comme on va le détailler plus loin.
La illustre un exemple de système de surveillance 200 situé à terre et communiquant avec le navire 1. Le navire comporte l’unité centrale 110, les capteurs 120 et une interface de communication 130. Le système de surveillance 200 comporte une unité centrale 210, une interface de communication 230, une interface homme machine 240 et une base de données 250. Le fonctionnement du système de gestion 200 est similaire au fonctionnement du système de surveillance 100 et ne se différentie que par l’envoi des informations mesurées par les capteurs 120 du navire 1 au système de surveillance 200 situé à terre par l’intermédiaire des interfaces de communication 130 et 230. A titre d’exemple, les interfaces de communication peuvent utiliser une transmission de données par radiofréquence terrestre ou satellite.
On va maintenant décrire, à l’aide des figures 6 et 7, l’obtention de la base de données 150.
La représente schématiquement un exemple de dispositif d’essais 1000 permettant de réaliser des essais sur une cuve d’essai 1010. Les essais consistent à soumettre la cuve d’essai 1010 à des mouvements, la cuve d’essai 1010 présentant un niveau de remplissage donné de fluide 1011, et à mesurer, à l’aide d’un au moins un capteur de niveau 1012, une hauteur dans la cuve d’essai d’une surface libre du fluide 1011 au niveau de la tête de pompe. Le capteur de niveau 1012 peut, à titre d’exemple, être disposé sur une paroi 1010a de la cuve d’essai 1010. Dans une variante, la cuve d’essai 1010 peut effectivement comprendre une tête de pompe identique à, et disposée dans la cuve d’essai 1010 à la même position que, la tête de pompe de la pompe dont on souhaite surveiller le fonctionnement. Dans une autre variante, la tête de pompe peut être omise de la cuve d’essai 1010 : l’essai consiste alors à mesurer la hauteur de la surface libre du fluide 1011 à la position prévue de la tête de pompe, cette dernière étant tenue pour négligeable dans l’évolution de la position de la surface libre du fluide 1011.
La cuve d’essai 1010 peut être de dimensions réduites par rapport à la cuve devant recevoir la pompe dont on cherche à surveiller le fonctionnement, et/ou présenter une géométrie représentative de cette cuve.
Bien entendu, le fluide 1011 est de préférence de même nature que celui transporté par la cuve et devant être pompé par la pompe dont on cherche à surveiller le fonctionnement ; il peut notamment s’agir de Gaz de Pétrole Liquéfié (aussi appelé GPL) présentant par exemple une température comprise entre -50°C et 0°C, ou de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) à environ -162°C à pression atmosphérique. De nombreux gaz liquéfiés peuvent aussi être envisagés, notamment le méthane, l’éthane, le propane, le butane, l’ammoniac, le dihydrogène ou l’éthylène. Préférablement, le fluide 1011 présente en outre le même ou sensiblement le même rapport de densité liquide/gaz (c’est-à-dire le même rapport entre la densité de la phase liquide et la densité de la phase gazeuse en équilibre avec la phase liquide) que le fluide transporté par la cuve, et plus préférablement la même densité et/ou la même viscosité, et plus préférablement encore la même température que le fluide transporté par la cuve.
En outre, il est possible de mesurer le niveau de la surface libre de fluide en une pluralité de points de la cuve d’essai 1010, le nombre et la disposition des capteurs de niveau 1012 étant adapté en conséquence.
Comme on l’a mentionné ci-dessus, la cuve d’essai 1010 est soumise à des mouvements pendant les essais. Dans l’exemple représenté, le dispositif 1000 comprend ainsi une plateforme 1013 dont est solidaire la cuve d’essai 1010. La plateforme 1013 est entraînée en mouvement par l’action de six vérins hydrauliques 1015 connectés à une de leurs extrémités à la plateforme en trois points de fixation 1014 et à l’autre extrémité à un bâti ou à un sol 1001. Ceci permet d’entraîner la cuve d’essai 1010 en mouvement selon six degrés de liberté, en translation et en rotation. Bien entendu, la cuve d’essai 1010 peut être entraînée en mouvement par des moyens différents.
Le dispositif 1000 comprend en outre une unité de commande d’essai 1020. L’unité de commande d’essai 1020 est configurée pour commander les vérins hydrauliques 1015 afin de soumettre la cuve d’essai 1010 à des mouvements déterminés à l’avance dans un programme d’essais. Dans un exemple de réalisation, ces mouvements sont des mouvements représentatifs d’un mouvement donné du navire, lesquels tiennent de préférence compte de la position de la cuve sur le navire et/ou de la géométrie de la cuve. Dans un autre exemple de réalisation, ces mouvements sont des mouvements représentatifs d’un état de mer donné, lesquels sont convertis en des mouvements correspondants du navire, de préférence en tenant compte de la position de la cuve sur le navire et/ou de la géométrie de la cuve. L’évaluation des mouvements correspondants du navire à partir d’un état de mer donné est une tâche courante dans l’évaluation de la tenue en mer d’un navire. En outre, l’unité de commande d’essai 1020 enregistre les valeurs relevées pendant l’essai par le au moins un capteur de niveau 1012.
L’unité de commande d’essai 1020 communique avec une unité de traitement de données d’essais 1030. L’unité de traitement de données d’essais 1030 comprend une interface de communication 1031 permettant de recevoir de l’unité de commande d’essai 1020 les valeurs relevées pendant l’essai par le au moins un capteur de niveau 1012 ainsi que les mouvements imposés à la cuve d’essai 1010 pendant l’essai. L’unité de traitement de données d’essais 1030 comprend en outre une mémoire 1033 et une unité centrale 1032.
L’unité de traitement de données d’essais 1030 est configurée pour entraîner, sur l’unité centrale 1032 communiquant avec la mémoire 1033, un modèle prévisionnel par une méthode d’apprentissage automatique. Le modèle prévisionnel est apte à estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe en fonction d’un NPSH requis de la pompe, d’un niveau de remplissage de la cuve et d’un état courant de mouvement, lequel est un état courant de mer et/ou un état courant de mouvement du navire.
Plus particulièrement, l’entraînement du modèle prévisionnel est réalisé par une méthode d’apprentissage automatique supervisé. Cet entraînement peut être effectué par l’unité centrale 1032 communiquant avec la mémoire 1033.
Selon une variante, le modèle prévisionnel à entraîner est apte à estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe qui est du type binaire, c’est-à-dire « oui/non » ; en d’autres termes, le modèle prévisionnel prévoit seulement si un risque de désamorçage de la pompe existe ou bien s’il n’existe pas. Le modèle prévisionnel est alors apte à répondre à un problème de classification.
Selon une autre variante, le modèle prévisionnel à entraîner est apte à estimer un voire plusieurs paramètres quantitatifs de risque de désamorçage de la pompe. Le modèle prévisionnel est alors apte à répondre à un problème de régression.
À titre d’exemple, le paramètre de risque de désamorçage de la pompe peut comprendre au moins l’un parmi :
- le risque d’apparition d’une situation où un NPSH disponible au niveau de la tête de pompe 31 est inférieur au NPSH requis de la pompe 30 ;
- la durée maximale d’une situation où un NPSH disponible au niveau de la tête de pompe 31 est inférieur au NPSH requis de la pompe 30 ;
- le nombre d’occurrences d’une situation où un NPSH disponible au niveau de la tête de pompe est inférieur au NPSH requis de la pompe 30 ;
- le temps total pendant lequel un NPSH disponible au niveau de la tête de pompe 31 est inférieure au NPSH requis de la pompe 30 ;
- une durée moyenne des situations où un NPSH disponible au niveau de la tête de pompe 31 est inférieure à un NPSH requis de la pompe 30 ;
- une probabilité d’apparition d’une situation où un NPSH disponible au niveau de la tête de pompe 31 est inférieure au NPSH requis de la pompe 30 pendant une durée supérieure à une durée prédéterminée.
Le paramètre de risque de désamorçage, qu’il soit du type binaire ou quantitatif, est en tout état de cause estimé pour une période de temps donnée.
Dans un mode d’exécution, l’entraînement du modèle prévisionnel est réalisé à partir des résultats des essais réalisés sur la cuve d’essai 1010. Plus particulièrement, dans un exemple préféré, l’entraînement du modèle prévisionnel est réalisé à partir d’un paramètre de risque de désamorçage de la pompe estimé à la suite de chaque essai réalisé sur la cuve d’essai 1010, ce paramètre de risque de désamorçage de la pompe étant calculé à partir des valeurs relevées pendant l’essai par le au moins un capteur de niveau 1012. Dans une variante, l’entraînement du modèle prévisionnel est réalisé à la fois à partir des résultats des essais réalisés sur la cuve d’essai 1010 et de données d’essais obtenues ou relevées sur des navires circulant en tant que transporteur et/ou utilisateur de gaz liquéfié, une ou plusieurs cuves de ces navires jouant le rôle de la cuve d’essai 1010. Dans une autre variante, l’entraînement du modèle prévisionnel peut être réalisé uniquement à partir de données d’essais obtenues ou relevées sur des navires circulant en tant que transporteur et/ou utilisateur de gaz liquéfié, une ou plusieurs cuves de ces navires équipées de pompes jouant le rôle de la cuve d’essai 1010.
Dans un autre mode d’exécution, l’entraînement du modèle prévisionnel n’est pas réalisé à partir des résultats des essais réalisés sur la cuve d’essai 1010, mais à partir de résultats de simulations. Plus précisément, au lieu de réaliser des essais sur la cuve d’essai 1010 comme on vient de le décrire, on simule, par une méthode de mécanique des fluides numérique (« Computational Fluid Dynamics » ou CFD en anglais), une évolution de la position de la surface libre du fluide 1011 au sein d’un modèle de la cuve d’essai 1010, le modèle de la cuve d’essai 1010 étant soumise à des mouvements de façon analogue à ce que l’on vient de le décrire ; puis on extrait des résultats de la simulation une évolution de la hauteur de la surface libre du fluide 1011 au niveau de la tête de pompe. Ici aussi, la simulation peut tenir compte de la présence d’une tête de pompe identique à, et disposée dans la cuve d’essai 1010 à la même position que, la tête de pompe de la pompe dont on souhaite surveiller le fonctionnement, ou bien ne pas tenir compte de la présence de la tête de pompe, cette dernière étant tenue pour négligeable dans l’évolution de la position de la surface libre du fluide 1011.
Dans encore un autre mode d’exécution, l’entraînement du modèle prévisionnel est réalisé à la fois à partir de résultats d’essais réalisés sur la cuve d’essai 1010 et à partir de résultats de simulations comme on vient de le décrire.
Il est à noter que les simulations peuvent être effectuées par l’unité centrale 1032 communiquant avec la mémoire 1033, ou bien par un autre calculateur communiquant ses résultats de simulations à l’unité de traitement de données d’essais 1030.
On va maintenant décrire, à l’aide de la , un procédé 300 permettant d’obtenir la base de données 150. Les étapes 301 à 305 peuvent être effectuées par l’unité centrale 1032 communiquant avec la mémoire 1033.
Optionnellement, le procédé 300 peut comprendre une étape 301 consistant à exclure de l’ensemble de données d’essais servant à l’entraînement du modèle prévisionnel des résultats d’essais ne révélant pas de situation où un NPSH disponible au niveau de la tête de pompe 31 est inférieur au NPSH requis de la pompe 30. Ainsi, le modèle prévisionnel est entraîné seulement à partir des données d’essais ayant révélé un risque de désamorçage de la pompe, ce qui améliore la précision de l’estimation du paramètre de risque de désamorçage.
Le procédé 300 comprend, après l’éventuelle étape 301, une étape 302 consistant à entraîner le modèle prévisionnel comme on l’a déjà décrit ci-dessus.
Optionnellement, au moins une contrainte est imposée au modèle prévisionnel pendant son entraînement par la méthode d’apprentissage automatique supervisé au cours de l’étape 302. Ces contraintes peuvent être définies sur la base de considérations physiques élémentaires, comme par exemple l’absence de risque de désamorçage de la pompe dans le cas où le niveau de remplissage de la cuve est supérieur à un certain seuil, et/ou sur la base de considérations obtenues par l’expérience pratique, comme par exemple le fait que des mouvements plus importants ou des dimensions de la cuve plus importantes peuvent potentiellement entraîner un risque plus important de désamorçage de la pompe. Il en résulte que la précision de l’estimation du paramètre de risque de désamorçage par le modèle prévisionnel est accrue.
A l’issue de l’étape 302, on dispose d’un modèle prévisionnel qui est apte à estimer le paramètre de risque de désamorçage de la pompe en fonction au moins d’un niveau de remplissage de la cuve et d’un état courant de mer, et ce pour n’importe quelles valeurs de ces grandeurs, y compris pour lesquelles aucun essai n’a été réalisé sur la cuve d’essai 1010 et/ou par simulation. Toutefois, le calcul nécessaire pour ce faire peut être trop long et/ou nécessiter trop de ressources de calcul pour pouvoir être mis en œuvre à bord d’un navire, pour lequel il est important d’obtenir une estimation du paramètre de risque de désamorçage le plus rapidement possible et avec un système embarqué le moins coûteux possible. C’est pourquoi, après l’étape 302, on met en œuvre une étape 303 consistant à générer une pluralité de vecteurs de données d’entrée comprenant chacun au moins un NPSH requis de la pompe, un niveau de remplissage courant de la cuve et un état courant de mer, suivie d’une étape 304 consistant à, pour chaque vecteur de données d’entrée généré à l’étape 303 : obtenir paramètre de risque de désamorçage de la pompe à l’aide du modèle prévisionnel obtenu à l’étape 302 ; et stocker dans une base de données le paramètre de risque de désamorçage de la pompe en association avec le vecteur de données d’entrée.
Optionnellement, dans une étape 305, la base de données obtenue à l’étape 304 est transmise au système de gestion 100, ou bien stockée sur un support d’enregistrement lisible par ordinateur. On obtient aussi la base de données 150, dont l’utilisation sera décrite plus loin.
Jusqu’ici, on a décrit un cas où le modèle prévisionnel est apte à estimer le paramètre de risque de désamorçage de la pompe en fonction au moins d’un niveau de remplissage de la cuve et d’un état courant de mer. Toutefois, en variante, le modèle prévisionnel est apte à estimer le paramètre de risque de désamorçage de la pompe en fonction d’un NPSH requis de la pompe, d’un niveau de remplissage de la cuve et d’un état courant de mouvement, lequel est un état courant de mer et/ou un état courant de mouvement du navire, et optionnellement d’au moins l’un parmi un tirant d’eau du navire, une vitesse du navire, un cap du navire et au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe.
On va maintenant décrire, à l’aide de la , un procédé 400 de surveillance du fonctionnement d’une pompe à l’aide du modèle prévisionnel ou de la base de données 150.
Selon un premier mode de réalisation, l’organigramme de la est mis en œuvre en totalité sur l’unité centrale 110 formant un moyen de traitement unique. Selon un deuxième mode de réalisation, l’organigramme de la est partiellement réalisé sur le système de gestion 200 à terre qui communique avec le navire. Suivant ce deuxième mode de réalisation, le navire 1 transmet à la station à terre toutes les informations provenant des capteurs 120, et l’unité centrale 110 et l’unité centrale 210 forment ensemble un moyen de traitement partagé.
Le procédé 400 comprend une première étape 401 consistant à obtenir au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe 30, à partir d’indications fournies par le dispositif de contrôle-commande 121 de la pompe 30, et à déterminer, en fonction de ce ou ces paramètres de fonctionnement de la pompe 30, un NPSH requis de la pompe 30.
Le procédé 400 comprend une deuxième étape 402 consistant à déterminer un niveau courant de remplissage de la cuve et un état courant de mouvement. Le niveau courant de remplissage de la cuve est typiquement déterminé à partir d’une indication de remplissage fournie par le au moins un capteur de niveau de remplissage de la cuve 122. L’état courant de mouvement est, comme on l’a mentionné ci-dessus, un état courant de mouvement du navire et/ou un état courant de mer. L’état courant de mouvement est déterminé à partir d’indications fournies par le dispositif d’évaluation d’états de mouvement 123. Lorsque l’état courant de mouvement est un état courant de mouvement du navire, les indications fournies par le dispositif d’évaluation d’états de mouvement 123 peuvent être moyennées sur une période d’acquisition, au vu du fait qu’une UMI a typiquement une fréquence d’acquisition très supérieure à la durée typique d’évolution du NPSH requis de la pompe 30. Les autres données déterminées aux étapes 401 et 402 sont alors aussi moyennées sur cette même période d’acquisition.
Optionnellement, à l’étape 402, on détermine aussi un tirant d’eau du navire et/ou un cap du navire et/ou une vitesse du navire, typiquement à partir d’indications fournies par les systèmes de bord du navire. Le tirant d’eau du navire est typiquement fourni aux systèmes de bord du navire par un ou plusieurs capteurs de type flotteurs et/ou de pression hydrostatique. Le cap du navire est typiquement fourni aux systèmes de bord du navire par un ou plusieurs compas de navigation. La vitesse du navire est typiquement fournie aux systèmes de bord du navire par une UMI et/ou par un récepteur de navigation par satellite type GPS.
Après l’étape 402, le procédé 400 passe à une troisième étape 403 consistant à estimer le paramètre de risque de désamorçage de la pompe 30.
Dans une variante, cette estimation est effectuée directement à l’aide du modèle prévisionnel, lequel peut éventuellement être stocké dans une mémoire associée à l’unité centrale 110 ou 210.
Dans une autre variante, cette estimation est effectuée grâce à la base de données 150. Plus concrètement, on génère tout d’abord un vecteur de données d’entrée contenant le NPSH requis de la pompe 30 déterminé à l’étape 401 et le niveau courant de remplissage de la cuve et l’état courant de mouvement déterminés à l’étape 402. S’il se trouve que le vecteur de données d’entrée est présent dans la base de données 150, le paramètre de risque de désamorçage est obtenu par simple lecture de la base de données 150. Toutefois, plus typiquement, la base de données 150 ne contiendra pas le vecteur de données d’entrée, mais des données d’entrée voisines de celles contenues dans le vecteur de données d’entrée. Dans ce cas de figure, le paramètre de risque de désamorçage sera obtenu par interpolation du paramètre de risque de désamorçage associé à deux ou plus vecteurs de données d’entrée voisins présents dans la base de données 150.
Après l’étape 403, le procédé 400 passe à une étape 404 consistant à fournir une indication à un utilisateur en fonction du paramètre de risque de désamorçage estimé à l’étape 403.
Lorsque le paramètre de risque de désamorçage estimé à l’étape 403 de type binaire, l’étape 404 peut simplement consister à fournir une alarme à l’utilisateur si le paramètre de risque de désamorçage est « oui », autrement dit si un risque de désamorçage existe. L’alarme peut par exemple être fournie à l’utilisateur via le moyen d’affichage 41.
Lorsqu’un paramètre de risque de désamorçage de type quantitatif est estimé à l’étape 403, l’étape 404 peut consister à fournir une alarme à l’utilisateur, par exemple via le moyen d’affichage 41, si le paramètre de risque de désamorçage dépasse un seuil prédéterminé. En variante, l’étape 404 peut consister à fournir une indication « pas de risque de désamorçage » si le paramètre de risque de désamorçage est inférieur à un premier seuil, une indication « risque de désamorçage modéré » si le paramètre de risque de désamorçage est compris entre le premier seuil et un deuxième seuil, et une indication « risque de désamorçage important » si le paramètre de risque de désamorçage excède le deuxième seuil. Les indications « pas de risque de désamorçage », « risque de désamorçage modéré » peuvent être fournies via le moyen d’affichage 41, éventuellement en suivant un code couleur et/ou en combinaison avec une alarme sonore. En variante, un nombre quelconque d’indications et de seuils correspondants peut être retenu.
Lorsque plusieurs paramètres de risque de désamorçage de type quantitatif sont estimés à l’étape 403, l’étape 404 peut également consister à fournir des indications « pas de risque de désamorçage », « risque de désamorçage modéré » peuvent être fournies via le moyen d’affichage 41, éventuellement en suivant un code couleur et/ou en combinaison avec une alarme sonore, en fonction des valeurs prises par les paramètres de risque de désamorçage.
De préférence, après l’étape 404, le procédé 400 passe à une étape 405 d’aide à la décision destinée à réduire le paramètre de risque de désamorçage de la pompe 30. Cette étape 405 d’aide à la décision peut consister en une proposition de changement de direction ou de trajectoire du navire, en un changement de cap particulièrement adapté pour les ouvrages flottants stationnaires, une modification de la vitesse du navire, ou encore un changement du taux de remplissage de la ou des cuves (entre les cuves ou entre une cuve et un réservoir externe au navire pour le cas d’un ouvrage flottant stationnaire), ou encore une modification d’un ou plusieurs paramètres de fonctionnement de la pompe 30.
On va maintenant décrire, à l’aide de la , un autre procédé 500 de surveillance du fonctionnement d’une pompe. Sur cette figure, les étapes identiques à celles du procédé 400 portent les mêmes signes de référence que sur la et ne sont pas décrites en détail à nouveau.
Le procédé 500 diffère du procédé 400 en cela que l’estimation du paramètre de risque de désamorçage n’est pas effectuée à l’aide du modèle prévisionnel décrit ci-dessus mais directement par simulation par une méthode de mécanique des fluides numérique. Plus concrètement, après des étapes 401 et 402 identiques à celles décrites ci-dessus, le procédé 500 passe à une étape 503A consistant à simuler, par une méthode de mécanique des fluides numérique, une évolution de la position de la surface libre 40 du liquide 3L au sein de la cuve 3. La simulation peut être effectuée à partir d’un état courant de mouvement du navire, ou bien à partir d’un état courant de mer, lequel est converti en des mouvements correspondants du navire, ou bien à partir d’un état courant de mouvement du navire et d’un état courant de mer. Comme on l’a mentionné ci-dessus, l’évaluation des mouvements correspondants du navire à partir d’un état de mer donné est une tâche courante dans l’évaluation de la tenue en mer d’un navire. La simulation peut tenir compte de la présence de la tête de pompe 31 dans la cuve 3 ou bien ne pas tenir compte de la présence de la tête de pompe, cette dernière étant tenue pour négligeable dans l’évolution de la position de la surface libre 40 du liquide 3L. Le procédé 500 passe ensuite à une étape 503B consistant à extraire des résultats de la simulation effectuée à l’étape 503A une évolution d’une hauteur dans la cuve 3 de la surface libre 40 au niveau de la tête de pompe 31. Le procédé 500 passe ensuite à une étape 503C consistant à calculer le risque de désamorçage de la pompe 30 en fonction de l’évolution de la hauteur obtenue à l’étape 503B, et du NPSH requis de la pompe 30 et éventuellement d’autres paramètres de fonctionnement de la pompe 30. Après l’étape 503C, le procédé passe aux étapes 404 et éventuellement 405 déjà décrites ci-dessus.
On va maintenant décrire, à l’aide de la , un procédé 600 de prévision du fonctionnement d’une pompe. à l’aide du modèle prévisionnel ou de la base de données 150. Dans cette variante, la base de données 150 est obtenue à partir d’un modèle prévisionnel qui est apte à estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe 30 en fonction d’un NPSH requis de la pompe, d’un niveau de remplissage de la cuve et d’un état courant de mer.
Le procédé 600 comprend une première étape 601 consistant à obtenir au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe 30, à partir d’indications fournies par le dispositif de contrôle-commande 121 de la pompe 30, et à déterminer, en fonction de ce ou ces paramètres de fonctionnement de la pompe 30, un NPSH requis de la pompe 30.
Après l’étape 601, le procédé passe à une étape 602 consistant à déterminer un niveau courant de remplissage de la cuve et à estimer des états de mouvement à venir, lesquels sont des états de mer à venir et/ou des états de mouvement du navire à venir. Le niveau courant de remplissage de la cuve est typiquement déterminé à partir d’une indication de remplissage fournie par le au moins un capteur de niveau de remplissage de la cuve 122. Les états de mer à venir sont estimés à partir d’informations météorologiques et d’une route du navire. Les états de mouvement du navire à venir peuvent être estimés à partir d’états de mer à venir estimés à partir d’informations météorologiques et d’une route du navire ; comme on l’a mentionné ci-dessus, l’évaluation des mouvements correspondants du navire à partir d’un état de mer donné est une tâche courante dans l’évaluation de la tenue en mer d’un navire. La route du navire est typiquement obtenue à partir d’indications fournies par les systèmes de bord du navire, telles que la vitesse du navire et le cap du navire. Les informations météorologiques peuvent être fournies, par exemple, par communication, par radiofréquence terrestre ou par satellite, avec un réseau de stations météo.
Optionnellement, à l’étape 602, on détermine aussi un tirant d’eau du navire et/ou un cap du navire et/ou une vitesse du navire, typiquement à partir d’indications fournies par les systèmes de bord du navire. Le tirant d’eau du navire est typiquement fourni aux systèmes de bord du navire par un ou plusieurs capteurs de type flotteurs et/ou de pression hydrostatique. Le cap du navire est typiquement fourni aux systèmes de bord du navire par un ou plusieurs compas de navigation. La vitesse du navire est typiquement fournie aux systèmes de bord du navire par une UMI et/ou par un récepteur de navigation par satellite type GPS.
Après l’étape 602, le procédé 600 passe à une troisième étape 603 consistant à estimer le paramètre de risque de désamorçage de la pompe 30 à l’aide du modèle prévisionnel stocké dans mémoire associée à l’unité centrale 110 ou 210 ou de la base de données 150. L’étape 603 est analogue à l’étape 403 et n’est donc pas expliquée en détail à nouveau. En alternative, l’estimation du paramètre de risque de désamorçage de la pompe 30 peut être effectuée à l’étape 603 directement par simulation par une méthode de mécanique des fluides numérique, par des étapes analogues aux étapes 503A à 503C.
Après l’étape 603, le procédé 600 passe à une étape 604 consistant à fournir une indication à un utilisateur en fonction du paramètre de risque de désamorçage estimé à l’étape 603. L’étape 603 est analogue à l’étape 403 et n’est donc pas expliquée en détail à nouveau.
De préférence, après l’étape 604, le procédé 600 passe à une étape 605 d’aide à la décision destinée à réduire le paramètre de risque de désamorçage de la pompe 30. Cette étape 605 d’aide à la décision peut consister en une proposition de changement de direction ou de trajectoire du navire, en un changement de cap particulièrement adapté pour les ouvrages flottants stationnaires, une modification de la vitesse du navire, ou encore un changement du taux de remplissage de la ou des cuves (entre les cuves ou entre une cuve et un réservoir externe au navire pour le cas d’un ouvrage flottant stationnaire), ou encore une modification d’un ou plusieurs paramètres de fonctionnement de la pompe 30.
Certains des éléments décrits plus haut, notamment les moyens de traitement, les unités centrales, les unités de traitement de données et les unités de commande, peuvent être réalisés sous différentes formes, de manière unitaire ou distribuée, au moyen de composants matériels et/ou logiciels. Des composants matériels utilisables sont les circuits intégrés spécifiques ASIC, les réseaux logiques programmables FPGA ou les microprocesseurs. Des composants logiciels peuvent être écrits dans différents langages de programmation, par exemple C, C++, Java (marque déposée) ou VHDL. Cette liste n’est pas exhaustive.
Bien que l'invention ait été décrite en liaison avec plusieurs modes de réalisation particuliers, il est bien évident qu'elle n'y est nullement limitée et qu'elle comprend tous les équivalents techniques des moyens décrits ainsi que leurs combinaisons si celles-ci entrent dans le cadre de l'invention.
En outre, il est bien évident qu’une caractéristique ou une combinaison de caractéristiques décrites en rapport avec un procédé s’applique tout autant à un système correspondant, et vice versa.
L’usage du verbe « comporter », « comprendre » ou « inclure » et de ses formes conjuguées n’exclut pas la présence d’autres éléments ou d’autres étapes que ceux énoncés dans une revendication.
Dans les revendications, tout signe de référence entre parenthèses ne saurait être interprété comme une limitation de la revendication.

Claims (18)

  1. Procédé de surveillance (400 ; 500) mis en œuvre par ordinateur pour surveiller le fonctionnement d’une pompe (30) disposée dans une cuve (3) pour le transport d’un produit liquide (3L) à bord d’un navire (1), la pompe (30) comportant une tête de pompe (31) disposée dans la cuve (3), le procédé de surveillance comprenant :
    - obtenir (401) au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe (30) ;
    - déterminer (401), en fonction dudit au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe (30), une hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) ;
    - déterminer (402) un niveau de remplissage courant de la cuve (3) ;
    - déterminer (402) un état courant de mouvement, lequel est un état courant de mer et/ou un état courant de mouvement du navire ;
    - estimer (403 ; 503A, 503B, 503C) un paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) au moins en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30), du niveau de remplissage courant de la cuve et de l’état courant de mouvement ainsi déterminés, et fournir (404) une indication à un utilisateur en fonction dudit paramètre de risque de désamorçage.
  2. Procédé de surveillance (500) selon la revendication 1, dans lequel l’étape consistant à estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) comprend :
    - simuler (503A), par une méthode de mécanique des fluides numérique, une évolution de la position d’une surface libre (40) du liquide au sein de la cuve ;
    - extraire (503B) des résultats de la simulation une évolution d’une hauteur dans la cuve de la surface libre (40) au niveau de la tête de pompe (31) ; et
    - calculer (503C) le paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) en fonction de l’évolution de ladite hauteur et de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30).
  3. Procédé de surveillance (400) selon la revendication 1, dans lequel l’étape consistant à estimer (403) un paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) est effectuée à l’aide d’un modèle prévisionnel entraîné par une méthode d’apprentissage automatique supervisé sur un ensemble de données d’entraînement, l’ensemble de données d’entraînement étant obtenu à partir :
    - de résultats d’une pluralité d’essais consistant chacun à soumettre une cuve d’essai présentant un niveau de remplissage donné à des mouvements, et à mesurer une hauteur dans la cuve d’essai d’une surface libre du liquide au niveau de la tête de pompe, et/ou
    - de résultats de simulations consistant chacune à simuler, par une méthode de mécanique des fluides numérique, une évolution de la position d’une surface libre du liquide au sein d’un modèle de cuve présentant un niveau de remplissage donné et soumis à des mouvements, et à extraire des résultats de la simulation une évolution d’une hauteur dans la cuve de la surface libre du liquide au niveau de la tête de pompe.
  4. Procédé de surveillance (400) selon la revendication 3, dans lequel au moins une contrainte est imposée au modèle prévisionnel pendant son entraînement par la méthode d’apprentissage automatique supervisé.
  5. Procédé de surveillance (400 ; 500) selon la revendication 3 ou 4, dans lequel le modèle prévisionnel considère une pluralité de pompes, le modèle prévisionnel étant apte à estimer un paramètre de risque de désamorçage de chaque pompe en fonction de sa position au sein du navire.
  6. Procédé de surveillance (400 ; 500) selon l’une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel le paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) comprend au moins l’un parmi :
    - une probabilité d’apparition d’une situation où une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe (31) est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) ;
    - la durée maximale d’une situation où une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe (31) est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) ;
    - le nombre d’occurrences d’une situation où une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe (31) est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) ;
    - le temps total pendant lequel une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe (31) est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) ;
    - une durée moyenne des situations où une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe (31) est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) ;
    - une probabilité d’apparition d’une situation où une hauteur de charge nette absolue disponible au niveau de la tête de pompe (31) est inférieure à la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) pendant une durée supérieure à une durée prédéterminée.
  7. Procédé de surveillance (400 ; 500) selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, comprenant en outre une étape d’aide à la décision (405) destinée à réduire le paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30).
  8. Procédé de surveillance (400 ; 500) selon l’une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel la cuve (3) comporte un puisard, et la tête de pompe (31) est disposée dans ledit puisard.
  9. Procédé de surveillance (400 ; 500) selon l’une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel la tête de pompe (31) est disposée à proximité d’une paroi inférieure (11) de la cuve (3), et la tête de pompe (31) est logée dans un récipient (90) situé à l’intérieur de la cuve, le récipient (90) comportant un fond (99) tourné vers la paroi inférieure (11) de la cuve (3) et muni d’un passage (95) mettant en communication l’intérieur du récipient (90) avec l’extérieur du récipient (90), une portion supérieure du récipient opposée au fond du récipient comportant une ouverture en communication avec l’intérieur de la cuve (3), le récipient (90) comportant en outre au moins un clapet (16) mobile agencé pour coopérer avec un siège de clapet correspondant porté par le fond du récipient (90), le clapet (16) étant apte à obstruer le passage (95) du fond du récipient (90) lorsqu’un différentiel de pression exercée sur le clapet (16) entre l’extérieur du récipient et l’intérieur du récipient est inférieur à un seuil positif déterminé et libérer le passage lorsque ledit différentiel de pression est supérieur audit seuil.
  10. Système de surveillance (100, 200) pour surveiller le fonctionnement d’une pompe (30) disposée dans une cuve (3) pour le transport d’un produit liquide (3L) à bord d’un navire (1), la pompe (30) comportant une tête de pompe (31) disposée dans la cuve (3), le système de surveillance (100, 200) comprenant :
    - une unité de contrôle-commande (121) de la pompe apte à obtenir au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe (30), et à déterminer, en fonction dudit au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe, une hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) ;
    - au moins un capteur de niveau de remplissage (122) pour mesurer un niveau de remplissage courant de la cuve (3) ;
    - un dispositif d’évaluation d’états de mouvement (123) apte à évaluer un état courant de mouvement, lequel est un état courant de mer et/ou un état courant de mouvement du navire (1) ; et
    - un moyen de traitement (110, 210) configuré pour estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) au moins en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30), du niveau de remplissage courant de la cuve (3) et de l’état courant de mouvement ainsi déterminés, et pour fournir une indication à un utilisateur en fonction dudit paramètre de risque de désamorçage.
  11. Procédé de prévision (600) mis en œuvre par ordinateur pour prévoir le fonctionnement d’une pompe (30) disposée dans une cuve (3) pour le transport d’un produit liquide (3L) à bord d’un navire (1), la pompe (30) comportant une tête de pompe (31) disposée dans la cuve (3), le procédé de prévision comprenant :
    - obtenir (401) au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe (30) ;
    - déterminer (601), en fonction dudit au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe (30), une hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) ;
    - déterminer (602) un niveau de remplissage courant de la cuve (3) ;
    - estimer (602) des états de mouvement à venir, lesquels sont des états de mer à venir et/ou des états de mouvement du navire à venir, à partir d’informations météorologiques et d’une route du navire (1) ;
    - estimer (603) un paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) au moins en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) et du niveau de remplissage courant de la cuve ainsi déterminés, de la route du navire et des états de mouvement à venir ainsi estimés, et fournir (604) une indication à un utilisateur en fonction dudit paramètre de risque de désamorçage.
  12. Procédé de prévision (600) selon la revendication 11, dans lequel l’étape consistant à estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) comprend :
    - simuler, par une méthode de mécanique des fluides numérique, une évolution de la position d’une surface libre (40) du liquide au sein de la cuve ;
    - extraire des résultats de la simulation une évolution d’une hauteur dans la cuve de la surface libre (40) au niveau de la tête de pompe (31) ; et
    - calculer le paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) en fonction de l’évolution de ladite hauteur et de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30).
  13. Procédé de prévision (600) selon la revendication 11, dans lequel l’étape consistant à estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) est effectuée à l’aide d’un modèle prévisionnel entraîné par une méthode d’apprentissage automatique supervisé sur un ensemble de données d’entraînement, l’ensemble de données d’entraînement étant obtenu à partir :
    - de résultats d’une pluralité d’essais consistant chacun à soumettre une cuve d’essai présentant un niveau de remplissage donné à des mouvements, et à mesurer une hauteur dans la cuve d’essai d’une surface libre du liquide au niveau de la tête de pompe, et/ou
    - de résultats de simulations consistant chacune à simuler, par une méthode de mécanique des fluides numérique, une évolution de la position d’une surface libre du liquide au sein d’un modèle de cuve présentant un niveau de remplissage donné et soumis à des mouvements, et à extraire des résultats de la simulation une évolution d’une hauteur dans la cuve de la surface libre du liquide au niveau de la tête de pompe.
  14. Procédé de prévision (600) selon la revendication 13, dans lequel le modèle prévisionnel considère une pluralité de pompes, le modèle prévisionnel étant apte à estimer un paramètre de risque de désamorçage de chaque pompe en fonction de sa position au sein du navire.
  15. Procédé de prévision (600) selon l’une quelconque des revendications 11 à 14, comprenant en outre une étape d’aide à la décision (605) destinée à réduire le paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) sur la route du navire (1).
  16. Procédé de prévision (600) selon l’une quelconque des revendications 11 à 15, dans lequel la cuve (3) comporte un puisard, et la tête de pompe (31) est disposée dans ledit puisard.
  17. Procédé de prévision (600) selon l’une quelconque des revendications 11 à 16, dans lequel la tête de pompe (31) est disposée à proximité d’une paroi inférieure (11) de la cuve (3), et la tête de pompe (31) est logée dans un récipient (90) situé à l’intérieur de la cuve, le récipient (90) comportant un fond (99) tourné vers la paroi inférieure (11) de la cuve (3) et muni d’un passage (95) mettant en communication l’intérieur du récipient (90) avec l’extérieur du récipient (90), une portion supérieure du récipient opposée au fond du récipient comportant une ouverture en communication avec l’intérieur de la cuve (3), le récipient (90) comportant en outre au moins un clapet (16) mobile agencé pour coopérer avec un siège de clapet correspondant porté par le fond du récipient (90), le clapet (16) étant apte à obstruer le passage (95) du fond du récipient (90) lorsqu’un différentiel de pression exercée sur le clapet (16) entre l’extérieur du récipient et l’intérieur du récipient est inférieur à un seuil positif déterminé et libérer le passage lorsque ledit différentiel de pression est supérieur audit seuil.
  18. Système de prévision (100, 200) pour prévoir le fonctionnement d’une pompe (30) disposée dans une cuve (3) pour le transport d’un produit liquide (3L) à bord d’un navire (1), la pompe (30) comportant une tête de pompe (31) disposée dans la cuve (3), le système de prévision (100, 200) comprenant :
    - une unité de contrôle-commande (121) de la pompe (30) apte à obtenir au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe, et à déterminer, en fonction dudit au moins un paramètre de fonctionnement de la pompe, une hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) ;
    - au moins un capteur de niveau de remplissage (122) pour mesurer un niveau de remplissage courant de la cuve (3) ;
    - un dispositif d’estimation d’états de mouvement (123) apte à estimer des états de mouvement à venir, lesquels sont des états de mer à venir et/ou des états de mouvement du navire à venir, à partir d’informations météorologiques et d’une route du navire (1) ; et
    - un moyen de traitement (110, 210) configuré pour estimer un paramètre de risque de désamorçage de la pompe (30) au moins en fonction de la hauteur de charge nette absolue requise de la pompe (30) et du niveau de remplissage courant de la cuve ainsi déterminés, de la route du navire et des états de mouvement à venir ainsi estimés, et pour fournir une indication à un utilisateur en fonction dudit paramètre de risque de désamorçage.
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