Способ управления эксплуатационными рисками трубопровода и система для него

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту и может быть использована в области управления эксплуатационными рисками технических объектов. Способ управления эксплуатационными рисками трубопровода включает мониторинг технического состояния трубопровода посредством измерения магнитного, электрического, теплового и акустического полей в качестве параметров текущего состояния трубопровода. Измерения осуществляют при помощи распределенных или квазираспределенных волоконно-оптических датчиков, расположенных непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций. В результате анализа отклонения измеренных полей от нормы, включенной в модель состояния трубопровода, выявляют на трубопроводе участки проявления отклонений. В указанных участках осуществляют местную диагностику состояния трубопровода. В случае обнаружения дефекта трубопровода при местной диагностике включают описание дефекта в модель состояния трубопровода для обнаружения указанного или аналогичного дефекта в дальнейшем или для предупреждения его возникновения. Также изобретение касается системы управления эксплуатационными рисками трубопровода для реализации вышеуказанного способа. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области управления эксплуатационным., рисками технических объектов и касается способа управления эксплуатационными рисками трубопровода, предназначенного для транспортировки газообразных и жидких веществ, например, природного газа или нефти, и системе для управления эксплуатационными рисками трубопровода.

Магистральный трубопровод, в особенности, если он предназначен для транспорта энергоносителей, является объектом повышенной опасности. Вследствие этого, эксплуатация такого трубопровода требует обеспечения высокого уровня безопасности, своевременного выявления источников опасности и своевременного и адекватного реагирования на них.

В настоящее время это, как правило, достигается с помощью размещения контрольно-измерительных приборов (датчиков и контроллеров) в отдельных, наиболее важных или потенциально опасных участках трубопровода. При таком подходе к эксплуатации трубопровода часть рисков минимизируется за счет постоянного повышения коэффициента готовности трубопровода (например, планово-предупредительного ремонта), другая часть рисков минимизируется за счет контроля эксплуатационных режимов в отдельно взятых точках трубопровода. Однако, остаются существенные риски, связанные с опасностью, возникающей в межремонтный период, особенно на участках, не охваченных средствами контроля.

За последние десятилетия подходы к техническому обслуживанию оборудования менялись от планово-предупредительного ремонта к проверкам на основе оценки риска. Эта тенденция направлена на увеличение времени эксплуатации оборудования и снижение времени простоев, вызванных необходимостью аварийного ремонта или неустойчивостью функционирования оборудования, что может в конечном счете вызвать его отказ и простой.

В международных и российских нормативных документах такой метод получил название RIMAP - Risk based Inspection and Maintenance Procedures (Процедуры проверок и технического обслуживания на основе оценки риска). Термин Risk based Inspection можно понимать по-разному. В одном случае - так, что проверять трубопровод следует чаще там, где выше вероятность аварии. Однако часто определить такую вероятность затруднительно. При этом в период между инспекциями состояние трубопровода практически не контролируется. В другом случае - так, что там, где эксперты рисков не усматривают, можно либо вообще не проверять трубопровод, либо проверять с большой периодичностью.

Метод управления рисками объектов развивается во многих отраслевых кластерах, в том числе и в кластере трубопроводного транспорта энергоносителей. Например, разработаны и применяются «Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»» СТО Газпром 2-2.3-351-2009. В частности, этим стандартом при определении наиболее опасных составляющих магистральных газопроводов (разд. 5.14) рекомендуется:

- выделение наиболее опасных участков анализируемого МГ по показателям риска;

- сравнительный анализ рассчитанных показателей риска со среднестатистическими показателями техногенных происшествий или рекомендуемыми критериями приемлемого риска.

При оценке и прогнозировании ожидаемых частот аварий на линейной части МГ данный стандарт предлагает (разд. 5.4) учитывать статистические данные по количеству, частоте и причинам аварий. Из этого следует, что эксплуатирующим организациям РАО Газпром рекомендуется создание, постоянная актуализация и анализ баз данных, содержащих информацию указанного рода. При этом, чем полнее будет эта база, тем более адекватным может быть прогноз аварий.

Однако в том же разделе указанного стандарта говорится, что «корректировки среднестатистической удельной частоты аварий осуществляются с помощью … установленных экспертным путем весовых коэффициентов и шкалами балльных оценок факторов». Из этого следует, что:

а) Оценки удельной частоты аварий производятся периодически;

б) Разные группы экспертов для разных участков газопровода могут дать несогласованные оценки;

в) Влияние на трубопровод внешних факторов оценивается на основе экспертных балльных шкал и отражает реальную средовую обстановку весьма опосредованно.

При этом рекомендация стандарта (п. 5.4.2) относительно «учета влияния на вероятность нарушения целостности МГ различных внешних и внутренних факторов: природно-климатических условий, технико-технологических, эксплуатационных и возрастных параметров МГ и других факторов, изменяющихся вдоль трассы МГ» - выглядит как пожелание, не подкрепленное ни методическими, ни инструментальными решениями.

Из патента РФ №2563419 известна Система мониторинга (СМ) технического состояния трубопровода, принцип которой основан на выявлении неоднородностей физических полей, непрерывно измеряемых вдоль трубопровода. При выходе контролируемых неоднородностей физических полей за допустимые пределы (уставки), система извещает эксплуатационный персонал о возникновении нештатной ситуации с локализацией не хуже 1 секции трубопровода (например, до 100 м). При этом, в системе мониторинга хранится полный набор данных, характеризующий возникшую неоднородность. Исследование нештатной ситуации, включая поиск возможного дефекта и его описание, осуществляются с помощью Средств локальной диагностики трубопровода (СД). Методика проведения диагностического обследования, включающая организационные и технические рекомендации, описана, например, в СТО Газпром 2-2.3-095-2007. После выявления дефекта трубопровода эксплуатационные персонал с помощью Системы управления (СУ) трубопроводом осуществляет необходимые мероприятия по изолированию, парированию и/или устранению выявленного дефекта. В качестве примера применяемой системы управления трубопроводом может быть указан комплекс линейной телемеханики «Магистраль-2».

Известны также системы управления ресурсами (СУР), задачей которых является «оценка текущего технического состояния трубопровода и дальнейшего оптимального планирования эксплуатационных, ремонтных и строительных мероприятий, направленных на повышение целостности и надежности трубопроводно-транспортной системы». В качестве примера такой системы можно привести программный комплекс ITT PIMS.

Следует отметить, что ни одна из перечисленных выше систем, а также ни одно их подмножество не обладают способностью управления эксплуатационными рисками магистрального трубопровода.

В качестве системообразующего элемента, дающего возможность эксплуатирующему персоналу управлять эксплуатационными рисками трубопровода, предлагается система управления рисками на основе вышеизложенного способа.

Таким образом, наиболее близким аналогом изобретения являются способ и система, раскрытые в патенте РФ №2563419. Указанный способ представляет собой способ мониторинга технического состояния трубопровода, включающий измерение параметров текущего состояния трубопровода датчиками, установленными на трубопроводе, определение отклонения текущих параметров состояния трубопровода от нормы, получение адаптированной к текущему состоянию модели состояния трубопровода и оценку дальнейшего состояния трубопровода с учетом полученной адаптированной модели, отличающийся тем, что в качестве текущих параметров состояния трубопровода в непрерывном режиме измеряют магнитное, электрическое, тепловое и акустическое поля, при этом используют распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций, анализируют отклонения измеренных полей от нормы, выявляют на трубопроводе участки проявления отклонений, осуществляют местную диагностику состояния трубопровода в указанных участках и, при отсутствии неисправности, адаптируют модель состояния трубопровода к текущему состоянию путем включения в указанную модель описания выявленного отклонения.

Указанная система представляет собой систему мониторинга технического состояния трубопровода, содержащую набор датчиков для измерения параметров текущего состояния трубопровода, систему сбора данных и систему обработки измеренных параметров состояния трубопровода, отличающуюся тем, что в ней использованы распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций для измерения в непрерывном режиме магнитного, электрического, теплового и акустического полей, при этом система мониторинга снабжена блоком хранения данных измеренных полей, блоком анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода, блоком адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, блоком формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода и устройством отображения информации, причем система сбора данных подключена к блоку хранения данных измеренных полей, который подключен к блоку анализа отклонений текущих параметров состояния трубопровода, который первым выходом подключен к блоку адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, а вторым выходом - к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, а блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию подключен к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, который подключен к устройству отображения информации.

Недостатком наиболее близкого аналога является применение методологии RIMAP, предполагающей опосредованность самого понятия «риск», когда между реальной опасностью и необходимостью реакции на нее стоит некий интерпретатор, например группа экспертов. При этом RIMAP является методологией, в которой присутствует несколько последовательных и зачастую - «офф-лайновых» звеньев: сбор информации о потенциально опасных участках трубопровода, ее статистическая обработка и регистрация, экспертная оценка, проведение профилактических или ремонтных мероприятий. Способ и система, раскрытые в патенте РФ №2563419, не позволяют управлять эффективно эксплуатационными рисками трубопровода при наличии дефектов.

Таким образом, задачей настоящего изобретения является создание способа и системы, лишенных вышеописанных недостатков.

Задача решается за счет создания способа управления эксплуатационными рисками трубопровода, включающего мониторинг технического состояния трубопровода посредством измерения магнитного, электрического, теплового и акустического полей в качестве параметров текущего состояния трубопровода при помощи распределенных или квазираспределенных волоконно-оптических датчиков, расположенных непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций, анализа отклонения измеренных полей от нормы, включенной в модель состояния трубопровода, выявления на трубопроводе участков проявления отклонений и осуществления местной диагностики состояния трубопровода в указанных участках, отличающегося тем, что в случае обнаружения дефекта трубопровода при местной диагностике включают описание дефекта в модель состояния трубопровода для обнаружения указанного или аналогичного дефекта в дальнейшем или для предупреждения его возникновения.

Также задача решается за счет создания системы управления эксплуатационными рисками трубопровода, включающей систему мониторинга технического состояния трубопровода, содержащую распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций для измерения в непрерывном режиме магнитного, электрического, теплового и акустического полей, блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, блок формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, устройство отображения информации, средства местной диагностики, систему управления трубопроводом и систему управления ресурсами трубопровода, отличающейся тем, что она дополнительно содержит блок обработки и хранения данных, характеризующих отклонение измеренных полей от нормы, блок определения коэффициента корреляции между показателями, характеризующими отклонение измеренных полей от нормы, и показателями, характеризующими дефект, полученными при местной диагностике, блок ведения каталога дефектов и блок прогнозирования дефектов, при этом блок обработки и хранения данных подключен к блоку определения коэффициента корреляции, который подключен к блоку ведения каталога дефектов, который подключен к блоку прогнозирования дефектов.

Техническим результатом изобретения является создание полного пространственного и временного охвата трубопровода средствами выявления рисков его состояния; выявление возникновения эксплуатационных рисков трубопровода и реагирование на них в реальном масштабе времени; исключение экспертного звена из процедуры оценки величины выявленных рисков, обеспечение возможности управления активами магистрального трубопровода на основе выявленных рисков и повышение эффективности управления эксплуатационными рисками трубопровода при установлении наличия дефектов, в частности, за счет обнаружения или предупреждения появления таких или аналогичных дефектов в дальнейшем.

Изобретение поясняется следующими фигурами:

Фиг. 1 - реализация способа управления эксплуатационными рисками трубопровода.

Зоны ответственности перечисленных групп компетенций показаны горизонтальными областями. Действия, последовательно отражающие шаги реализации способа, показаны в виде пронумерованных функциональных блоков, соотнесенных с группами компетенций. Результаты выполнения функций и переходы от одного функционального блока к другому показаны поименованными стрелками.

Фиг. 2 - структура системы управления эксплуатационными рисками магистрального трубопровода.

Способ осуществляется следующим образом.

Известны волоконно-оптические датчики физических полей распределенного и квазираспределенного типов, отличающиеся по степени локализации измеряемого параметра. Так, в распределенных датчиках параметр может быть измерен в любой точке волокна, а в квазираспределенных датчиках - в специально созданных участках волокна, располагаемых сколь угодно близко друг от друга.

На трубопровод устанавливается система мониторинга технического состояния по патенту РФ №2563419, которая выявляет в реальном времени наличие и скорость развития неоднородностей физических полей. Выявленные неоднородности по каждому физическому полю описываются семейством функций <F>, числовые значения которых постоянно актуализируются в ходе мониторинга.

Выход показателей неоднородностей физических полей за допустимые пределы (скорость развития или миграции неоднородностей) рассматривается как риск, связанный с влиянием на работоспособность трубопровода внутренних и/или внешних источников потенциальной опасности. Показатели, характеризующие отклонение измеренных полей от нормы (выход за уставки) можно назвать Полевым Индикатором Риска (ПИР).

ПИР по каждому виду физических полей в соответствии со способом по патенту РФ №2563419, выражается числовыми показателями (в виде значений полевых функций F, а также их первых и вторых производных по времени и координате). Величина этих числовых показателей характеризует степень риска, связанного с этим ПИР, и не требует какой-либо дополнительной экспертной оценки риска.

Если выявленные ПИР достаточно велики, то система мониторинга автоматически локализует (указывает местонахождение) участков проявления ПИР (например, с точностью до секции), т.е. автоматически идентифицирует потенциально опасные участки трубопровода.

Созданная, например, в соответствии с «СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Методическими указаниями по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов» команда специалистов осуществляет местную диагностику состояния трубопровода в местах локализации ПИР и документирует выявленные дефекты (составляет перечень дефектов, выполняет их классификацию по имеющимся отраслевым справочникам, а также количественное и качественное описание выявленных дефектов).

Далее, на основании информации о выявленных дефектах, эксплуатирующий персонал принимает меры к устранению выявленного дефекта. В соответствии с отраслевыми нормативными требованиями эксплуатирующие организации вносят описания и числовые показатели выявленных в ходе диагностики дефектов трубопровода в соответствующую базу данных. Числовые показатели выявленных ПИР автоматически сохраняются в системе мониторинга (в Блоке анализа отклонения текущих параметров состояния трубопровода). Таким образом, в ходе эксплуатации для каждого участка трубопровода (например, для дистанции) создаются и постоянно актуализируются два комплекта данных:

1. Перечень ПИР и их числовые показатели, хранимые в Системе управления рисками;

2. Перечень дефектов трубопровода и их числовые показатели, выявленные и документированные в ходе местной диагностики и хранимые в системе управления трубопроводом.

Таким образом, составляется описание дефекта, включающее показатели, характеризующие отклонение измеренных полей от нормы, и показатели, характеризующие дефект, полученные при местной диагностике.

Далее, с помощью статистических методов автоматически вычисляются корреляции между элементами обоих списков и определяют коэффициент корреляции между показателями, характеризующими отклонение измеренных полей от нормы, и показателями, характеризующими дефект, полученными при местной диагностике, а именно:

Устанавливается, встречается ли данный ПИР одновременно с каким-либо из выявленных дефектов трубопровода; проверяется наличие корреляции между динамикой изменения ПИР (скорость роста или скорость миграции) и значимостью обнаруженного дефекта; проверяется наличие корреляции между ПИР по определенному физическому полю и типом установленного дефекта (определенным по отраслевому классификатору дефектов); проверяется наличие корреляции между выявленным конкретным дефектом и одновременным проявлением нескольких ПИР по разным физическим полям (эффекты второго порядка);

Таким образом, установленные коэффициенты корреляции «ПИР/дефект» являются оценкой вероятности обнаружения дефекта при выявлении соответствующего Полевого индикатора риска. Иными словами, коэффициент корреляции характеризует степень риска проявления дефекта при совпадении показателей, характеризующих отклонения измеренных полей от нормы в текущий момент времени, с соответствующими показателями, характеризующими отклонения измеренных полей от нормы, полученными ранее.

Числовые характеристики семейства полевых функций <F_ПИР> по всем физическим полям для однажды выявленного ПИР статистически обрабатываются и хранятся в системе мониторинга вплоть до момента выявления и описания связанного с ним дефекта трубопровода. При этом все данные по полевым функциям, относящимся к конкретному ПИР, снимаются системой мониторинга в реальном времени с малым временным дискретом (например, 1 миллисекунда) и к ним могут быть применены математические методы оптимальной цифровой фильтрации (выделение слабых сигналов на фоне сильного шума) и гармонического анализа (появление новых гармоник или изменение показателей существующих гармоник).

Совокупность полевых данных, позволяющих однозначно идентифицировать состояние физических полей в месте и в момент проявления дефекта, можно назвать Сигнатурой Полевого Индикатора Риска S_ПИР.Сигнатура ПИР представляет собой аналитическое, табличное или графическое описание функций отклонения измеренных полей от нормы и/или их производных по времени или направлению. Для удобства интерпретации ряд показателей, включенных в состав сигнатуры, целесообразно представлять в графическом виде. Например, в качестве Сигнатуры Полевого Индикатора Риска S_ПИР можно использовать:

1. Аналитическое, табличное или графическое описание функций отклонения измеренных полей от нормы и/или их производных по времени или направлению.

2. Совокупность локальных пиков функций отклонения измеренных полей от нормы и/или их производных по времени или направлению.

3. Совокупность амплитуд и частот гармоник функций отклонения измеренных полей от нормы.

К моменту выявления и описания дефекта D_ПИР, связанного с данным ПИР, в системе мониторинга формируется статистически представительная и устойчивая сигнатура S_ПИР из полевых функций и их производных, а также спектра гармоник, характерных для этого ПИР. В дальнейшем, если подобная сигнатура S будет наблюдаться у другого ПИР, с известной вероятностью следует ожидать, что соответствующий этому ПИР дефект D будет иметь такие же характеристики, что и у предыдущего ПИР.

Оценка условной вероятности обнаружения дефекта D_ПИР по результатам анализа выявленной сигнатуры S_ПИР осуществляется на основе коэффициентов корреляции «ПИР/дефект».

Далее, на основе полученных совокупностей полевых данных (сигнатур) и коррелирующих с ними дефектов создают классификатор дефектов для определения типа дефекта. На основе классификатора дефектов описывают выявленные в ходе местной диагностики дефекты и создают каталог дефектов. В классификаторе дефектов множество выявляемых на трубопроводе дефектов группируют в подмножества, называемые классами. Например, заданы: информация о классах, описание всего множества и описание информации об дефекте, принадлежность которого к определенному классу неизвестна. Требуется по имеющейся информации о классах и описании дефекта установить, к какому классу относится этот дефект. Постановка и существующие методы распознавания образов описаны в известном уровне техники. Соответствие классифицированного дефекта полевому образу дефекта устанавливается на основе оценки условной вероятности обнаружения дефекта D_ПИР по результатам анализа выявленной сигнатуры S_ПИР.

Далее по результатам анализа совокупностей полевых данных, накопленных за установленный временной интервал на установленном участке трубопровода, с использованием каталога дефектов составляют прогнозную дефектную ведомость (ПДВ) этого участка трубопровода, на основе которой принимают решение о проведении мероприятий по устранению дефектов или предупреждению их возникновения.

По совокупности ПДВ, составляемых в соответствии с техническим регламентом эксплуатирующей организации, вырабатываются мероприятия по управлению рисками трубопровода, а именно, по устранению дефектов или предупреждению их возникновения, такие как проведение внеплановой диагностики и/или предупредительного ремонта, изменение эксплуатационных режимов трубопровода или реконструкция трубопровода.

Таким образом, в ходе мониторинга технического состояния трубопровода и местной диагностики создают постоянно обновляемый список пар «неоднородность поля, вышедшая за уставку (прогнозируемый риск) - выявленный дефект (реализовавшийся риск)», описывают количественные показатели пар неоднородностей физических полей и установленных дефектов, выявляют наличие в списке повторяемости показателей в парах, рассматривают показатели повторяющихся неоднородностей физических полей как полевые образы соответствующих дефектов и каталогизируют эти полевые образы дефектов; выявляют факты приближения (но невыхода за пределы) показателей неоднородностей физических полей к установленным уставкам, сравнивают показатели таких неоднородностей с каталогизированными полевыми образами дефектов, и, при нахождении в каталоге описанного полевого образа дефекта, рассматривают такое совпадение как риск появления соответствующего дефекта трубопровода, составляют прогнозную ведомость дефектов для тех участков трубопровода, на которых эти факты приближения выявлены и минимизируют этот риск посредством ремонтно-профилактических мероприятий на этих участках трубопровода.

В способе по изобретению выход показателей неоднородностей физических полей за пределы нормы рассматривается как риск; величина этих числовых показателей характеризует степень риска, связанного с этим ПИР, и не требует какой-либо дополнительной экспертной оценки риска; риски выявляются в он-лайновом режиме; участки проявления ПИР автоматически локализуют потенциально опасные участки трубопровода; установленные коэффициенты корреляции «ПИР/дефект» являются оценкой вероятности обнаружения дефекта при выявлении соответствующего ПИР; проактивное управление рисками на основе применения Прогнозной Дефектной Ведомости.

Способ реализуется персоналом, эксплуатирующим магистральный трубопровод, разбитым на пять групп компетенций:

Персонал, занятый в мониторинге технического состояния трубопровода;

Персонал, занятый управлением эксплуатационными рисками трубопровода;

Персонал, осуществляющий местную диагностику дефектов трубопровода;

Персонал, осуществляющий управление технологическим процессом транспорта продуктовой среды;

Персонал, отвечающий за планирование эксплуатационных, ремонтных и строительных мероприятий, направленных на повышение целостности и надежности трубопроводно-транспортной системы.

Один из вариантов воплощения способа заключается в следующем. По результатам выявления и измерения развития неоднородностей физических полей трубопровода 1 определяют, превышены ли уставки. При этом после получения числовых значений полевых функций <F>, зафиксированных в момент проявления ПИР запрашивают и сохраняют данные о выявленном ПИР 2. Если уставки превышены, происходит формирование Полевого Индикатора Риска (ПИР). Далее получают массив <F_ПИР> и формируют сигнатуру ПИР 3. Сигнатуры ПИР представляют в графическом виде и анализируют 4, после чего формируют и комплектуют диагностическую бригаду 5 и выполняют местную диагностику трубопровода 6. В случае отсутствия дефекта паспортируют ПИР и снимают его с анализа 7. В случае выявления дефекта описывают его 8, создают карточку дефекта и устраняют или парируют дефект 10. При этом с помощью описания дефекта <D_ПИР> в терминах классификатора и числовых представлений сигнатур <S_ПИР> вычисляют корреляции между <S_ПИР> и <D_ПИР> 11 и определяют условную вероятность дефекта Р(D|S). Также, после описания дефекта 8, используя данные по дефектам, актуализируют базу данных по дефектам 9. Далее с использованием условной вероятности дефекта Р(D|S), записи базы данных по дефектам и числовых представлений сигнатур <S_ПИР> актуализируют каталог полевых образов дефектов 12, получают классификатор дефектов, использующийся при описании дефекта, также получают полевые синдромы дефектов, прогнозируют дефекты трубопровода на основе анализа сигнатур 13 и составляют прогнозную дефектную ведомость, на основе которой принимают превентивные меры по минимизации эксплуатационных рисков 14, вырабатывая поток работ и ресурсов или план обследований трубопровода.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения система содержит блок информационного обмена, при помощи которого она получает информацию от системы мониторинга и средств местной диагностики и передает ее в систему управления ресурсами. Входы блока информационного обмена могут быть подключены к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода, средствам местной диагностики, блоку обработки и хранения данных, блоку прогнозирования дефектов и системе управления трубопроводом, а выходы подключены к устройству отображения информации, блоку определения коэффициента корреляции, блоку обработки и хранения данных и к системе управления ресурсами. Выходы блока обработки и хранения данных могут быть подключены к блоку определения коэффициента корреляции, блоку ведения каталога дефектов и блоку прогнозирования дефектов. В блоке обработки и хранения данных обрабатываются и хранятся совокупности полевых данных, позволяющих однозначно идентифицировать состояние физических полей в месте и в момент проявления дефектов.

Позицией 15 обозначена система мониторинга (СМ), содержащая блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию 16, блок формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода 17 и устройство отображения информации 18. Позицией 19 обозначены средства местной диагностики дефектов трубопровода, наличие, состав и порядок использования которых предписываются нормативными документами владельцев трубопровода.

Система идентификации и прогнозирования дефектов (СИПД) обозначена позицией 20. В ее состав входят:

- блок 21 информационного обмена, с помощью которого осуществляется информационное взаимодействие как между внутренними блоками СИПД, так и между СИПД системой и смежными системами;

- блок 22 обработки и хранения данных о выявленных ПИР, задачей которого является вычисление сигнатур в цифровом и графическом представлении и предоставление этой информации в смежные блоки;

- блок 23 определения коэффициента корреляции «ПИР-Дефект», вычисляющий а) коэффициенты корреляции между фактически установленными дефектами и индикаторами риска и б) условные вероятности обнаружения дефекта в зависимости от сигнатуры ПИР;

- блок 24 ведения каталога дефектов, являющийся базой данных, в которой хранятся описания всех ранее установленные дефектов, сопоставленные им сигнатуры и вычисленные для них условные вероятности (Дефект|Сигнатура);

- блок 25 прогнозирования дефектов, задачей которого является поиск для полевой сигнатуры, зафиксированной системой мониторинга на любом участке трубопровода в произвольный момент времени, наиболее близкой сигнатуры, для которой был ранее установлен конкретный дефект. Критерии установления близости сигнатур могут быть либо изначально нормированы, либо задаваться извне персоналом, управляющим эксплуатационными рисками трубопровода. Результатом работы блока 25 является выдача списка потенциальных дефектов участка трубопровода, сформированного на основе анализа полевых сигнатур, зафиксированных системой мониторинга на этом участке. В соответствии с ранее введенным определением, назовем такой список прогнозной дефектной ведомостью этого участка трубопровода.

- система 26 управления ресурсами является внешним информационным абонентом по отношению к системе управления эксплуатационными рисками. Именно по ее запросу осуществляется сбор информации о состоянии трубопровода в системе мониторинга 15 и подготовка прогнозных дефектных ведомостей в блоке прогнозирования дефектов 25.

Система мониторинга 15 непрерывно анализирует динамику изменения физических полей трубопровода, и, в случае выхода изменений за допустимые пределы, выдает в СИПД 20 соответствующий сигнал. СИПД интерпретирует этот сигнал как индикатор возникновения эксплуатационного риска (ПИР, полевой индикатор риска). По получении этого сигнала СИПД считывает из СМ массив данных по состоянию физических полей, описывающий этот ПИР, анализирует информацию с помощью блока 22 и выдает данные на Устройство отображения информации 18 СМ в удобном для интерпретации графическом виде. На основе этой информации эксплуатирующий персонал формирует задание на проведение местной диагностики по данному ПИР-инциденту. Задание формируется и выдается в СД в формализованном виде, дающем необходимую информацию для формирования диагностической бригады и комплектования оборудованием.

После проведения необходимых диагностических процедур, вытекающих из полученного задания, бригада либо подтверждает наличие дефекта, либо не обнаруживает дефекта. В последнем случае, на основании заключения бригады, СИПД снимает данный ПИР с контроля, а с помощью блока адаптации модели 16 персонал формирует для данного ПИР соответствующие уставки. Если же дефект, соответствующий заданию, выявлен на трубопроводе, диагностическая бригада составляет карточку дефекта в формальном виде, пригодном для занесения описания этого дефекта в базу данных по дефектам, созданную и поддерживаемую в СД. На основании карточки дефекта эксплуатационный персонал с помощью СУ устраняет выявленный дефект. Этим завершается процедура управления реализовавшимся риском, первоначально указанным системой мониторинга как полевой индикатор риска (ПИР). Описанный цикл можно назвать «Реактивное управление эксплуатационным риском трубопровода», поскольку он является реакцией на реализовавшийся риск. Однако, методология управления рисками RIMAP, в первую очередь, направлена на предупреждение реализации возникшего риска. Поэтому Система управления эксплуатационными рисками, как инструмент RIMAP, наиболее эффективна в цикле «проактивное управление эксплуатационным риском трубопровода».

Цикл проактивного управления рисками инициируется системой управления ресурсами 26, по запросу которой блок 21 информационного обмена запрашивает данные из блока 17 Системы мониторинга для затребованного участка трубопровода (например, дистанции в терминах патента №2563419). По этому запросу Блок 17 выдает массивы полевых функций <F> обо всех отклонениях физических полей, выявленных в течение заданного промежутка времени, но не выходящих за пределы имеющихся уставок. Для каждого полученного отклонения блок 22 обработки и хранения данных формирует соответствующую сигнатуру и выдает ее в блок 25 прогнозирования дефектов. Блок 25 запрашивает из блока 24 ведения каталога дефектов синдромы дефектов, наиболее близкие к анализируемым сигнатурам. Если в каталоге 24 обнаруживается такой синдром, то блок 25 прогнозирования включает дефект, обладающий этим синдромом, в прогнозную дефектную ведомость с указанием условной вероятности этого дефекта P(D\S). После обработки всех отклонений, полученных из блока 17, блок 25 завершает формирование прогнозной дефектной ведомости заданного участка трубопровода и выдает ее в систему 26 управления ресурсами. На основании полученной Прогнозной дефектной ведомости Система 26 планирует поток ресурсов и работ для устранения спрогнозированных потенциальных дефектов. Таким образом происходит увязка всех систем в он-лайновый контур управления рисками.

В одном из вариантов воплощения данные об уставках, определяемых в блоке адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию трубопровода 16 передаются в блок формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода 17. Сформированные таким образом данные передаются на устройство отображения информации (АРМ диспетчера) 18, после чего формируется задание на проведение местной диагностики с использованием средств местной диагностики 19. По результатам местной диагностики в блок адаптации модели 16 могут быть переданы рекомендации на изменение уставки. В случае устранения дефекта на устройство отображения информации 18 передается запись об устранении дефекта, а в систему управления трубопроводом 27 передается карточка дефекта. Также данные по дефектам через блок информационного обмена 21 передаются в виде <F_ПИР> в блок обработки и хранения данных о выявленных ПИР 22, откуда полученные сигнатуры <S_ПИР> передаются в блок ведения каталога дефектов 24, блок прогнозирования дефектов 25 и блок определения коэффициента корреляции 23, позволяющий определить условную вероятность дефекта P(D/S), которая также закладывается в блок ведения каталога дефектов 24. Далее полученные синдромы дефектов передаются в блок прогнозирования дефектов 25, где вырабатывается прогнозная дефектная ведомость, которая через блок информационного обмена 21 передается системе управления ресурсами трубопровода 26. Система управления ресурсами 26 вырабатывает поток ресурсов и работ для поддержания работоспособности трубопровода для системы управления трубопроводом 27.

1. Способ управления эксплуатационными рисками трубопровода, включающий мониторинг технического состояния трубопровода посредством измерения магнитного, электрического, теплового и акустического полей в качестве параметров текущего состояния трубопровода при помощи распределенных или квазираспределенных волоконно-оптических датчиков, расположенных непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций, анализа отклонения измеренных полей от нормы, включенной в модель состояния трубопровода, выявления на трубопроводе участков проявления отклонений и осуществления местной диагностики состояния трубопровода в указанных участках, отличающийся тем, что, в случае обнаружения дефекта трубопровода при местной диагностике, включают описание дефекта в модель состояния трубопровода для обнаружения указанного или аналогичного дефекта в дальнейшем или для предупреждения его возникновения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что описание дефекта включает показатели, характеризующие отклонение измеренных полей от нормы, и показатели, характеризующие дефект, полученные при местной диагностике.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что после получения описания дефекта определяют коэффициент корреляции между показателями, характеризующими отклонение измеренных полей от нормы, и показателями, характеризующими дефект, полученными при местной диагностике.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что коэффициент корреляции характеризует степень риска проявления дефекта при совпадении показателей, характеризующих отклонения измеренных полей от нормы в текущий момент времени, с соответствующими показателями, характеризующими отклонения измеренных полей от нормы, полученными ранее.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что при определении коэффициента корреляции устанавливают зависимость динамики изменения показателей, характеризующих отклонение измеренных полей от нормы, от значимости дефекта.

6. Способ по п. 3, отличающийся тем, что при определении коэффициента корреляции устанавливают зависимость показателя, характеризующего отклонение измеренного поля от нормы, от типа дефекта.

7. Способ по п. 3, отличающийся тем, что при определении коэффициента корреляции устанавливают зависимость одновременного проявления показателей, характеризующих отклонение различных измеренных полей от нормы, от типа дефекта.

8. Способ по п. 2, отличающийся тем, что для показателей, характеризующих отклонение измеренных полей от нормы, определяют совокупности полевых данных, позволяющих однозначно идентифицировать состояние физических полей в месте и в момент проявления дефектов.

9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что совокупность полевых данных представляет собой аналитическое, табличное или графическое описание функций отклонения измеренных полей от нормы и/или их производных по времени или направлению.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что совокупность полевых данных представляет собой совокупность локальных пиков функций отклонения измеренных полей от нормы и/или их производных по времени или направлению.

11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что совокупность полевых данных представляет собой совокупность амплитуд и частот гармоник функций отклонения измеренных полей от нормы.

12. Способ по п. 8, отличающийся тем, что на основе полученных совокупностей полевых данных и коррелирующих с ними дефектов создают классификатор дефектов для определения типа дефекта.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что на основе классификатора дефектов описывают выявленные в ходе местной диагностики дефекты и создают каталог дефектов.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что по результатам анализа совокупностей полевых данных, накопленных за установленный временной интервал на установленном участке трубопровода, с использованием каталога дефектов составляют прогнозную дефектную ведомость этого участка трубопровода, на основе которой принимают решение о проведении мероприятий по устранению дефектов или предупреждению их возникновения.

15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что мероприятиями по управлению рисками трубопровода являются проведение внеплановой диагностики и/или предупредительного ремонта, изменение эксплуатационных режимов трубопровода или реконструкция трубопровода.

16. Система управления эксплуатационными рисками трубопровода, содержащая распределенные или квазираспределенные волоконно-оптические датчики, расположенные непрерывно по всей длине трубопровода в виде секций для измерения в непрерывном режиме магнитного, электрического, теплового и акустического полей, блок адаптации модели состояния трубопровода к текущему состоянию, блок формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода от модели состояния трубопровода, устройство отображения информации, средства местной диагностики, систему управления трубопроводом и систему управления ресурсами трубопровода, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит блок обработки и хранения данных, характеризующих отклонение измеренных полей от нормы, блок определения коэффициента корреляции между показателями, характеризующими отклонение измеренных полей от нормы, и показателями, характеризующими дефект, полученными при местной диагностике, блок ведения каталога дефектов и блок прогнозирования дефектов, при этом блок обработки и хранения данных подключен к блоку определения коэффициента корреляции, который подключен к блоку ведения каталога дефектов, который подключен к блоку прогнозирования дефектов.

17. Система по п. 16, отличающаяся тем, что она содержит блок информационного обмена, при помощи которого она получает информацию от блока формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода и средств местной диагностики и передает ее в систему управления ресурсами.

18. Система по п. 17, отличающаяся тем, что входы блока информационного обмена подключены к блоку формирования данных об отклонении текущего состояния трубопровода, средствам местной диагностики, блоку обработки и хранения данных, блоку прогнозирования дефектов и системе управления трубопроводом, а выходы подключены к устройству отображения информации, блоку определения коэффициента корреляции, блоку обработки и хранения данных и к системе управления ресурсами.

19. Система по п. 16, отличающаяся тем, что выходы блока обработки и хранения данных подключены к блоку определения коэффициента корреляции, блоку ведения каталога дефектов и блоку прогнозирования дефектов.

20. Система по п. 16, отличающаяся тем, что в блоке обработки и хранения данных обрабатываются и хранятся совокупности полевых данных, позволяющих однозначно идентифицировать состояние физических полей в месте и в момент проявления дефектов.