管道和中游设施系统自主运行的系统和方法

摘要

一种用于流体管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台的监督管理的系统和方法，该系统和方法允许在所有控制点上同时执行命令，与手动输入命令相比，达到最佳设定点的速度显著提高。管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台控制系统具有级联控制配置，可与现有管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台保护系统结合运行。控制室操作员可以通过监督管理系统激活自动运行，随后可以命令系统即时切换回手动控制。动态模型根据压力和其他运行参数限制预测管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台过程的运行状况。与实时控制相结合运行的稳态优化层无需操作员干预即可确定最佳状态。

说明书

技术领域

本公开总体上涉及油气中游设施中流体管道系统的监督管理，具体地涉及控制室运行，并且更具体地涉及用于自动运行的系统和方法，为控制室操作员提供流体运输和收集系统中的管道过程的指导，包括手动覆写。

背景技术

油气中游设施的液体管道运输各种商品，例如重、中或轻质原油，凝析油，天然气凝液，精制产品和水。气体管道输送天然气(贫气或富气)、蒸汽和CO

在常规的管道、LNG厂、天然气厂、精炼厂和海上油气平台设施运行中，控制室操作员使用监督控制和数据采集(SCADA)系统来设置设施中设备的各项运行条件。例如，管道设施包括需要监测和控制输出压力的泵/压缩机站。LNG设施包括压缩机/热交换器/蒸馏塔。天然气厂的设施包括压缩机/泵/热交换器/分离鼓/蒸馏塔。精炼厂设施包括压缩机/热交换器/蒸馏塔、流体催化裂化器、焦化器和其他此类原油加工设备。海上油气平台包括压缩机/泵/热交换器/分离鼓/蒸馏塔以及将海底油气井连接到平台的海底管道回连网络。管道操作员通过设置压力设定点并通过确定在给定的泵/压缩机站中运行的泵和压缩机的数量，经由管道控制系统设置管道的总流速。LNG厂的控制室操作员通过设置压力、流量和温度设定点并通过确定工厂中各个设备的启动命令的时间和顺序，经由LNG厂控制系统设置设施的总流速。天然气厂的控制室操作员通过设置压力、流量和温度设定点并通过确定工厂中各个设备的启动命令的时间和顺序，经由天然气厂控制系统设置设施的总流速。精炼厂的控制室操作员通过设置压力、流量和温度设定点并通过确定精炼厂中各个设备的启动命令的时间和顺序，经由精炼厂控制系统设置设施的总流速。海上油气平台的控制室操作员通过设置压力、流量和温度设定点并通过确定海上油气平台和相关联的海底管道回连网络中各个设备的启动命令的时间和顺序，经由海上油气平台控制系统设置设施的总流速。

一个管道操作员控制一个或多个管道，并应确保每个管道始终在安全极值内运行。确保安全有效的运行需要承担许多职责，例如控制启动和终止流量，在管道运行时调节流速，响应于意外的运行问题采取措施以及就计划内和计划外的运行事件与现场人员进行沟通。LNG厂中的一个或多个控制室操作员同时控制设施中的一台或多台设备，并应确保每台设备始终在安全极值内运行。确保安全有效的运行需要承担许多职责，例如控制启动和终止流量，在设施运行时调节流速/温度/压力，响应于意外的运行问题采取措施以及就计划内和计划外的运行事件与现场人员进行沟通。天然气厂中的一个或多个控制室操作员同时控制设施中的一台或多台设备，并应确保每台设备始终在安全极值内运行。确保安全有效的运行需要承担许多职责，例如控制启动和终止流量，在设施运行时调节流速/温度/压力，响应于意外的运行问题采取措施以及就计划内和计划外的运行事件与现场人员进行沟通。精炼厂中的一个或多个控制室操作员同时控制设施中的一台或多台设备，并应确保每台设备始终在安全极值内运行。确保安全有效的运行需要承担许多职责，例如控制启动和终止流量，在设施运行时调节流速/温度/压力，响应于意外的运行问题采取措施以及就计划内和计划外的运行事件与现场人员进行沟通。海上油气平台中的一个或多个控制室操作员同时控制设施中的一台或多台设备，并应确保每台设备始终在安全极值内运行。确保安全有效的运行需要承担许多职责，例如控制启动和终止流量，在设施运行时调节流速/温度/压力，响应于意外的运行问题采取措施以及就计划内和计划外的运行事件与现场人员进行沟通。

常规的SCADA管道、LNG厂、天然气厂、精炼厂、海上油气平台控制系统具有局限性，可能给管道、LNG厂、天然气厂、精炼厂、海上油气平台操作员带来巨大的困难。管道、LNG厂、天然气厂、精炼厂或海上油气平台中某一点的压力/温度/流量设定点以及泵/压缩机/热交换器/蒸馏塔/阀门运行的变化会影响到线上的其他点。系统中某一点的控制措施和其他点的效应之间可能会有很长时间的延迟。这些延迟可能需要管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员在采取后续措施之前等待观察当前控制措施的效果，并且可能需要费力的逐步控制流程。另一个问题是管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员在设置压力/流量/温度设定点以及发出泵/压缩机启动/终止命令时使用的手动操作。较长的管道或复杂的管道网络可能会要求管道操作员采取1,000余种此类措施。复杂的LNG厂、天然气厂、精炼厂或海上油气平台也可能要求控制室操作员采取1,000余种此类措施。意外事件可能导致较大的压力/流量/温度扰动，需要管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员快速响应。在这种情况下，控制中心操作员在发出设定点和泵/压缩机启动命令方面的手动操作负担降低了操作员监视管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台的整体性能和安全性的能力。这些因素会增加引入错误的可能性，例如由于经验不足或操作员疲劳造成的错误，并且可能对管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台的正常运行时间和安全性产生不利影响。

过往的各类管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台控制系统都试图改善这些问题。但是，管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员仍必须手动确定一系列控制措施，以实现建议的输入。

发明内容

本公开提供了对常规管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台控制系统的改进，增加了此类系统的自主运行，提高了此类系统的运行效率并提高了此类系统的安全性。一项相关改进是管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台控制系统在管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台的一部分上建立设备设置(例如压力/流量/温度设定点)以便预测系统其他点的运行效果的能力。另一项改进是减少了管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员的手动操作次数，例如手动压力/温度/流量设定点和泵/压缩机启动命令。进一步的改进是以建议的形式向管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员提供未来三小时的设备设定点计算值，同时消除了管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员为实现建议输入而确定一系列控制措施的必要。

本文所述的实施例可自动计算最佳控制措施以在管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台系统中实现期望的流速目标，并且可以代替管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员实施命令从而实施控制措施。本公开的系统和方法能够在目标流速下维持最佳的运行条件，包括在成批的管道中。该系统和方法还可以用作管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员的咨询服务，从而在不偏好自主运行时使他们可以更有效地操作。

本公开的系统允许在所有控制点同时执行命令。由于管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台系统具有多变量性和交互性，与一次一项命令的手动输入相比，这种同时执行显着提高了达到所需最佳设定点的速度。自动过渡控制消除了手动输入可能频繁变化的设定点的需求，从而减轻了管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员的负担。这种负担减轻使操作员能够更密切地监视管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台，以防影响整个系统的突发事件，并能更快地采取响应措施。

在各个实施例中，本公开的系统包括级联控制配置，该级联控制配置可以与现有的管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台保护系统结合运行，并且模仿当前的管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员的行为。

本公开的系统和方法通过将先发措施纳入自动控制流程中来改善管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台运行的安全性。这些先发措施可以以比人工操作员能够响应的更快的速度修复频发故障情形，例如泵站跳闸。在各个实施例中，本系统和方法纳入了模拟管道过程动态状态的完全动态模型。这些动态模型预测管道过程的运行状况，作为控制流程的一部分。压力和运行限制已明确纳入最佳动态解决方案中。现有系统通常使用不考虑管道过程的过去和未来轨迹的稳态预测，而这些完全动态模型则代表了对现有系统的改进。

在各个实施例中，本系统和方法纳入了模拟管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台过程动态状态的完全动态模型。这些动态模型预测管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台过程的运行状况，作为控制流程的一部分。压力/流量/温度和运行限制已明确纳入最佳动态解决方案中。现有系统通常使用不考虑跨多个泵/压缩机站或整个工厂中各设备的管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台过程的过去和未来轨迹的稳态预测，而这些完全动态模型则代表了对现有系统的改进。

本公开的完全动态模型包括物理液压瞬态模型，该模型基于变化的液压环境(包括成批管道)来提供控制计算。常规系统通常将当前的运行状况与存储可能情形的数据库进行了比较，而物理液压瞬态建模代表了对常规系统的改进。该类型数据库的开发非常耗时，并且针对给定项目的开发完成后，可能无法涵盖所需运行的全部范围。

在各个实施例中，本系统和方法纳入了与实时控制相结合的稳态优化层。稳态优化层寻求在没有操作员干预的情况下达到优化状态。该功能减少了优化计算之间的时间，并提高了系统始终保持优化状态的能力。

在各个实施例中，该方法包括：在处理器处接收与在管道的第一部分处的第一压力相关的第一数据，其中，第一阀联接至第一部分；在处理器处接收与在管道的第二部分处的第二压力相关的第二数据，其中，第二阀联接到第二部分；在处理器处接收与联接到管道的第一泵的第一状态相关的第三数据；在处理器处接收与联接到管道的第二泵的第二状态相关的第四数据；经由处理器自动调节第一泵、第二泵、第一阀或第二阀中的至少两者，以实现维持或稳定管道的压力中的至少一项。

在各个实施例中，该方法包括：其中，管道的压力维持在安全压力范围内。在各个实施例中，该方法还包括：监视联接到第一部分的第一传感器和联接到第二部分的第二传感器。在各个实施例中，该方法包括：其中，调节是基于来自第一传感器的第一输出和来自第二传感器的第二输出中的至少一者来控制的。在各个实施例中，该方法还包括：在处理器处接收与管道的第五部分处的第一温度相关的第五数据。在各个实施例中，该方法还包括：在处理器处接收与管道的第六部分处的第二温度相关的第六数据。在各个实施例中，该方法还包括：在处理器处接收与管道的第七部分处的第一流速相关的第七数据。在各个实施例中，该方法还包括：在处理器处接收与管道的第八部分处的第二流速相关的第八数据。在各个实施例中，该方法还包括：在处理器处接收与管道中的泄漏相关的第九数据。

在各个实施例中，该方法包括：在处理器处接收与在工厂的第一部分处的第一压力相关的第一数据，其中，泵联接至第一部分；在处理器处接收与在工厂的第二部分处的第二压力相关的第二数据，其中，压缩机联接到第二部分；在处理器处接收与联接到工厂的热交换器的第一状态相关的第三数据；在处理器处接收与联接到工厂的蒸馏塔的第二状态相关的第四数据；经由处理器同时自动调节泵、压缩机、热交换器或蒸馏塔中的至少两者，以实现维持或稳定工厂的压力中的至少一项。

在各个实施例中，该方法还包括联接至工厂的火炬单元。在各个实施例中，该方法包括：其中，工厂的压力维持在安全压力范围内。在各个实施例中，该方法还包括：监视联接到第一部分的第一传感器和联接到第二部分的第二传感器。在各个实施例中，该方法包括：其中，调节是基于来自第一传感器的第一输出和来自第二传感器的第二输出中的至少一者来控制的。在各个实施例中，该方法还包括：在处理器处接收与工厂的第五部分处的第一温度相关的第五数据。

在各个实施例中，该方法包括：在处理器处接收与在海上平台的第一部分处的第一压力相关的第一数据，其中，泵联接至第一部分；在处理器处接收与在海上平台的第二部分处的第二压力相关的第二数据，其中，海底回连系统联接到第二部分；在处理器处接收与联接到海上平台的顶侧分离设备的第一状态相关的第三数据；在处理器处接收与联接到海上平台的阀的第二状态相关的第四数据；经由处理器同时自动调节泵、海底回连系统、顶侧分离设备或阀中的至少两者，以实现维持或稳定海上平台的压力中的至少一项。

在各个实施例中，该方法还包括联接至海上平台的火炬单元。在各个实施例中，该方法包括：其中，海上平台的压力维持在安全压力范围内。在各个实施例中，该方法还包括：监视联接到第一部分的第一传感器和联接到第二部分的第二传感器。在各个实施例中，该方法包括：其中，调节是基于来自第一传感器的第一输出和来自第二传感器的第二输出中的至少一者来控制的。在各个实施例中，该方法还包括：在处理器处接收与海上平台的第五部分处的第一温度相关的第五数据。

参考附图和下文的说明性实施例的具体实施方式，本公开的其他目的、特征和优点将变得显而易见。

附图说明

参考示意性附图，将通过示例的方式描述本公开的非限制性实施例。附图并不一定按比例绘制。除非明确说明代表背景技术，否则附图代表本公开的各方面。

图1示出了根据一个实施例的并入了本公开的控制系统的示例性管道系统的系统架构，该系统还适用于LNG厂、天然气厂、精炼厂和海上油气平台以及任何其他具有中央SCADA系统和控制室操作员的此类复杂加工设施。

图2示出了根据一个实施例的用于控制系统软件的控制器输出计算中的功能块和信号流示意图。

图3示出了根据一个实施例的用于计算模型预测控制(MPC)的方法的流程示意图。

图4示出了根据一个实施例的、与使用Synergi

图5示出了根据一个实施例的自动关闭情形(泵站跳闸)的图。

图6示出了根据一个实施例的来自管道演示视频的静止影像，视频显示的流速在4,000-5,000m

图7示出了根据一个实施例的来自管道演示视频的静止影像，视频显示的管道启动流量在0-4,200m

图8示出了根据一个实施例的并入了本公开的控制系统的示例性LNG厂系统的系统架构，该系统还适用于天然气厂、精炼厂和海上油气平台以及任何其他具有中央SCADA系统和控制室操作员的此类复杂加工设施。

图9示出了根据一个实施例的并入了本公开的控制系统的示例性天然气厂系统的系统架构。

图10示出了根据一个实施例的并入了本公开的控制系统的示例性精炼厂系统的系统架构。

图11示出了根据一个实施例的并入了本公开的控制系统的示例性海上油气平台系统的系统架构。

图8是LNG厂除氮装置启动时的静止影像，显示了从0到50t/hr产量的自主启动。

具体实施方式

在下面的具体实施方式中，参考描绘了本公开的非限制性的说明性实施例的附图。在不脱离本公开的范围的情况下，可以使用其他实施例并且可以实现例如结构和/或机械上的逻辑变化。为了避免不必要的细节，以下可能省略本领域技术人员已知的某些信息、项目或细节。

本文描述的本公开的示例性管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台控制方法以及体现这些方法的系统可自动计算优化控制措施以在管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台系统中实现期望的流速目标，并且可以代替管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员实施命令从而实施控制措施。这些方法和系统能够在目标流速下维持优化的运行条件，包括在成批的管道中。这些方法和系统具有广泛的应用，例如油气运输管道系统、收集管道系统、加工厂、精炼、海上油气平台和其他具有足够复杂性、需要控制室操作员和复杂SCADA型控制系统的加工业。

液体管道系统运输各种商品，例如重、中或轻质原油，凝析油，天然气凝液，精制产品或水。气体管道输送天然气、蒸汽和CO

在液体或气体管道系统中，流体都是由沿管道系统长度方向设置在起始位置和关键位置的设备驱动的。该设备包括一个供应站或入口站，即代表流体注入管道的系统起始处的初始注入站。压缩机/泵站是用于液体管道的泵和用于气体管道的压缩机，二者沿着管道布置以使流体通过管道移动。截止阀站是管道的主要保护形式。使用此类阀，管道操作员可以隔离管道的一部分以进行维护工作或隔离破裂或泄漏。调节站是一种特殊类型的阀站，操作员可以在其中释放管道中的一些压力。部分输送站(也称为中间站)允许管道操作员输送部分正在运输的流体。最后，在最终的输送站，也称为出口站或终端，将流体分配到消耗运行的存储或分配设施。出口站可以是例如用于液体管道的储罐终端，或者是与用于气体管道的分配网络连接点。LNG厂依次由压缩机、泵、分离容器、蒸馏塔和热交换器组成，以使天然气产品液化。LNG厂可以将产品输送到管道中，也可以将产品装载到船上进行运输。LNG厂依次由压缩机、泵、分离容器、蒸馏塔和热交换器组成，以使液态石油产品与天然气产品分离，以便于通过管道或卡车运输。精炼厂依次由压缩机、泵、分离容器、蒸馏塔、热交换器、流体催化裂化器和焦化器组成，以生产用于商业销售的高价值石油产品。海上油气平台依次由压缩机、泵、分离容器、蒸馏塔、热交换器、海底油气井和海底管道回连网络组成，以实现油气产品的分离，以便于通过船或管道运输。

管道系统中的每个泵/压缩机站可具有一个或多个串联或并联布置的泵，以及在站出口处的控制阀。通常在每个泵/压缩机站的入口(吸入口)和出口(排出口)测量压力。压力控制是通过调节控制阀的开启和/或泵/压缩机的转速来实现的。

在各个实施例中，本公开的系统与管道设施的SCADA系统(监督控制和数据采集)形成级联控制配置，并且还适用于LNG厂、天然气厂、精炼厂以及海上油气平台。SCADA是一种工业控制系统：用于监视和控制管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台过程的计算机系统。使用SCADA系统，控制室操作员可以监视设施的状况并将运行命令发送到现场。通常，SCADA系统位于控制中心，接收所有现场数据，并通过一组屏幕或其他用户界面显示管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台的运行状况，并将其提供给控制室操作员。在本公开中，管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上平台操作员有时被称为控制中心操作员；与SCADA系统形成级联控制配置的本公开的系统有时被称为管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台控制系统；本公开的系统和软件有时被称为FlowBOT系统和软件。

图1为并入了本公开的控制系统的示例性管道系统100的系统示意图。系统100包括在水平线下方的下层结构管道系统架构108和在水平线上方的上层结构架构104。上层结构架构104包括本公开的控制系统，如图1所示为FlowBOT软件110。在各个实施例中，下层结构架构108包括管道控制系统100的典型主要部件，例如，初始泵站102、中间泵站106和输送控制阀112。在一个实施例中，FlowBOT 110是驻留在服务器上的软件程序，该服务器连接到石油管道的现有监督控制和数据采集(SCADA)系统130。

在一个或多个实施例中，例如，如图8中所示，系统800包括在水平线下方的下层结构LNG厂系统架构808和在水平线上方的上层结构架构804。上层结构架构804包括本公开的控制系统，如图8所示为FlowBOT软件110。在各个实施例中，下层结构架构808包括LNG厂控制系统800的典型主要部件，例如，压缩机802、热交换器806、蒸馏塔810和火炬单元812。在一个实施例中，FlowBOT 110是驻留在服务器上的软件程序，该服务器连接到LNG厂的现有监督控制和数据采集(SCADA)系统130。LNG厂控制系统800以与图1的管道控制系统100的运行非常相似的方式运行。

在一个或多个实施例中，例如，如图9中所示，系统900包括在水平线下方的下层结构天然气厂系统架构908和在水平线上方的上层结构架构904。上层结构架构904包括本公开的控制系统，如图9所示为FlowBOT软件110。在各个实施例中，下层结构架构908包括天然气厂控制系统900的典型主要部件，例如，压缩机902、热交换器906、蒸馏塔910和火炬单元912。在一个实施例中，FlowBOT 110是驻留在服务器上的软件程序，该服务器连接到天然气厂的现有监督控制和数据采集(SCADA)系统130。天然气厂控制系统900以与图1的管道控制系统100的运行非常相似的方式运行。

在一个或多个实施例中，例如，如图10中所示，系统1000包括在水平线下方的下层结构精炼厂系统架构1008和在水平线上方的上层结构架构1004。上层结构架构1004包括本公开的控制系统，如图10所示为FlowBOT软件110。在各个实施例中，下层结构架构1008包括精炼厂控制系统1000的典型主要部件，例如，压缩机1002，热交换器1006，蒸馏塔、焦化器或裂化器1010，以及火炬单元1012。在一个实施例中，FlowBOT 110是驻留在服务器上的软件程序，该服务器连接到精炼厂的现有监督控制和数据采集(SCADA)系统130。精炼厂控制系统1000以与图1的管道控制系统100的运行非常相似的方式运行。

在一个或多个实施例中，例如，如图11中所示，系统1100包括在水平线下方的下层结构海上油气平台系统架构1108和在水平线上方的上层结构架构1104。上层结构架构1104包括本公开的控制系统，如图11所示为FlowBOT软件110。在各个实施例中，下层结构架构1108包括海上油气平台控制系统1100的典型主要部件，例如，海底回连系统1102、顶侧分离设备1106、控制阀1110和火炬单元812。在一个实施例中，FlowBOT 110是驻留在服务器上的软件程序，该服务器连接到海上油气平台的现有监督控制和数据采集(SCADA)系统130。海上油气平台控制系统1100以与图1的管道控制系统100的运行非常相似的方式运行。

在另一个实施例中，将FlowBOT 110软件程序连接到石油管道现有的监督控制和数据采集(SCADA)系统130的修改版本，例如，包括对其用户界面修改的SCADA系统。

FlowBOT软件110可以由服务器、授权的客户端计算设备、智能手机、台式计算机、笔记本计算机、平板计算机、PDA和其他类型的接收、处理和/或传输数字数据的处理器控制的设备执行。FlowBOT 110可使用包括一个处理器的单处理器系统或包括任何数量的合适处理器的多处理器系统来实现，这些处理器可用于提供本文所述技术的一个或多个部分的并行和/或顺序执行。由于中央处理单元执行包含在计算机可读介质中(例如存储器中)的软件指令，因此FlowBOT 110执行这些操作。在一个实施例中，系统的软件指令从另一个存储器位置(例如从存储设备，或经由通信接口从另一个计算设备)读入与FlowBOT 110相关联的存储器中。在该实施例中，包含在存储器中的软件指令指示处理器实施下文所描述的过程。另选地，可以使用硬连线电路代替软件指令或与软件指令结合使用来实现本文描述的过程。因此，本文描述的实施方式不限于硬件电路和软件的任何特定组合。

在一个实施例中，FlowBOT服务器110位于管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台设施的中央控制室中，并且FlowBOT服务器通过OPC DA协议与设施的SCADA系统130通信。OPC DA协议(OPC数据访问规范)或API通信连接指定了数据采集设备(例如，用于显示的PLC)和接口设备(例如，SCADA系统)之间的通信。另选地，另一协议将指定FlowBOT 110和SCADA系统130之间的通信。在未示出的另一个实施例中，假设管道运营公司的安全协议允许这种布置，FlowBOT软件110将驻留在非现场服务器(例如，云)中，并且将经由适当的互联网通信连接链接到工厂SCADA系统130。未示出的另一实施例利用与咨询服务相同的配置并且不控制终端设备。

由FlowBOT 110从SCADA系统130接收的数据包括执行最佳控制计算以维持所需流速并满足其他经济目标所需的任何信息。在各个实施例中，由FlowBOT 110从SCADA 130接收的信息包括：(a)由控制中心操作员设置的所需的管道/LNG厂/天然气厂整体流速；(b)由定位在运行管道上的变送器测得的当前数据，包括流速、压力和温度；(c)对于有多个输送路径的情况，指示在管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台上存在常见干扰的信号，包括泵或泵站状态以及流路状态；以及(d)减阻剂(DRA)的剂量速率和位置。另外，FlowBOT110可以接收指示管道内各产品位置的管道利用率信息。在各个实施例中，管道利用率信息从SCADA 130处接收，从(例如，在单独的服务器上运行的)第三方泄漏检测软件包140处直接接收，或者从这两个数据源处接收。

在各个实施例中，FlowBOT 110包括各种数据库，作为存储在非暂态机器可读存储设备中的组织化数据集合。在一个实施例中，数据库可以执行数据库管理系统(DBMS)或由DBMS管理。DBMS可以是与用户、其他应用程序以及数据库本身进行交互以捕获(例如，存储数据、更新数据)和分析数据(例如查询数据、执行数据分析算法)的计算机软件应用程序。在某些情况下，DBMS可以执行或推进数据库的定义、创建、查询、更新和/或管理。数据库可以符合众所周知的结构演示模型，例如关系数据库、对象导向型数据库和网络数据库。示例性数据库管理系统包括MMySQL、PostgreSQL、SQLite、Microsoft SQL Server、MicrosoftAccess、Oracle、SAP、dBASE、FoxPro、IBM DB2、LibreOffice Base和FileMaker Pro。示例性数据库管理系统还包括NoSQL数据库，即涵盖各种类别的非关系型数据库或分布式数据库：键值存储、文档数据库、宽列数据库和图形数据库。

基于FlowBOT 110发送给SCADA 130的信息，当产品批次流过管道时，会根据流速的本地反馈信息自动调节泵站压力设定点，以维持所需的流速。由FlowBOT 110发送到SCADA 130的信息包括泵站和输送站压力设定点。FlowBOT 110还通知操作员在管道内的任何位置上开启或关闭泵的任何需求。可选地，如果管道操作员已经设置了泵启动/停止序列，则FlowBOT110可以启动该功能。

在一个实施例中，FlowBOT软件110包括允许管道操作员在自动模式(FlowBOT发出的压力设定点160)和手动模式(操作员发出的压力设定点150)之间即时切换的功能。操作员可通过编程到现有屏幕中的单个开/关按钮随时恢复到手动模式。同样，一旦执行了数据质量和通信(监视器)检查，管道操作员就可以执行FlowBOT 110进行管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台控制。在一个实施例中，来自FlowBOT 110的输出以与管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员在手动控制时输入的输出相同的方式进行处理，接受现有SCADA系统130中相同的可行性检查，并具有相同级别的安全性。过程限制也被编程到FlowBOT算法110中，因此在进入SCADA之前，所计算的措施在安全运行范围内。

在一个使用示例中，控制中心操作员激活FlowBOT的自动运行，以代替操作员采取控制措施。一旦激活了FlowBOT的自动模式，则仅在软件执行了数据质量和通信(监视器)检查之后，才执行控制措施。自动模式下从FlowBOT发送到SCADA的信息包括控制中心操作员当前发出的关键控制点设置，例如阀和泵设定点。由FlowBOT系统控制和管理的许多控制操作是通过管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台系统并且在各个泵站和控制阀同时实现的，包括但不限于阀开启和关闭、泵启用和停用、传感器分析和通信、压力的发布、阀和泵设定点、泵的启动/停止顺序以及许多其他活动。随后，控制中心操作员激活从自动模式切换到手动模式的功能。FlowBOT软件即时切换到手动控制(操作员发出的压力设定点)，并且过程返回其当前运行条件。

图2示出了用于FlowBOT软件的控制器输出计算200中的功能块和信号流。该控制方案是基于称为模型预测控制(MPC)的控制方案开发的。MPC的描述见Dale E.Seborg，Edgar，Mellinchamp，《Process Dynamics and Control》，第二版，2004年，其内容出于所有目的以引用方式并入本文。线性过程模型最常用于预测未来控制措施的效果和基于与当前测量值的比较来校正模型偏差。模型可以以ARX(带有外部输入的自回归)形式表示，并且可以从沿管道的碰撞测试或动态第一性原理液压模型派生而来，并通过机器学习得到增强。

通过最小化控制成本函数，使其受制于站压力设定点(u)和流速(y)变量的限制，从而在图2的控制计算块250中的每个时间步处执行控制器输出计算。MPC二次成本函数的形式为：

上述表达式的第一项是设定点误差项。设定点误差使用比例控制规律根据预测的误差/残差(et)将控制器输出调整至所需的流速设定点。对于管道流速控制，保持沿管道的平衡流量是重要的运行目标，因此P的权重通常是恒定的。对于LNG厂和天然气厂流速控制，保持通过所有设备的平衡流量是重要的运行目标，因此P的权重通常是恒定的。预测的误差/残差矢量et的维数通常>100，因为它是控制器输出(例如，受控制的泵站)的数量和预测范围的乘积。

预测范围由第一个泵站的压力变化影响最后一个泵站的流量所花费的时间(以采样瞬间为准)确定。

该表达式的第二项是限制站压力设定点的变化率(Δut)的执行行动项。设定点变化率限制常见于工厂SCADA系统中，并且MPC控制规律会执行该设定点斜率，以防止出现缠绕。当操纵变量达到执行器极限并且假定反馈回路中断时，在较宽的运行条件范围内运行的控制系统中会发生缠绕。在这种情况下，因为执行器将锁定在饱和状态，系统开环运行。

表达式的第三项允许对解施加不等式限制，从而将信号(ft)调整至目标值。这些是对解的“软”限制，因为值并非始终能达到目标。相反，FlowBOT软件对许多变量(例如站压力的高低值)施加了硬限制。液体管道的常见运行目标是将泵站沿管道的吸入压力保持在较低的值(“精益运行”)。这一运行目标可通过将当前的吸入压力下限指定为在MPC二次成本函数J的第三项中用于泵站设定点的目标值。此函数通过合并到项R的权重来微调将解调整至这些目标值的速度，同时保持所需管道流速的整体解。

图2的稳态优化层210是MPC方案的组成部分。对于液体管道操作，这一组成部分的目标是在达到目标设定点的同时，最大程度地减少功率和减阻剂(DRA)的使用。通常使用线性或二次优化目标函数。优化层中的稳态设定点计算块240允许满足其他管道/LNG厂/天然气厂系统运行目标。一个目标是在达到目标设定点的同时最大程度地减少功耗。这一点通过实现所需流速的压力/温度/流量设定点和沿该管道的泵/压缩机组的组合的最佳选择来实现。此信息在控制计算目标函数J中用作不等式限制。

图2的控制层220包括预测块230，该预测块使用当前和将来控制器输出来在预定的预测范围内预测未来的过程输出。通过调节来自过程块270的当前测量的过程输出290和来自模型块280的模型输出285之间的差异，对预测进行偏差(不准确度)补偿。

控制计算块250确定使目标函数J最小化的下一控制行动(例如，泵站压力设定点)，如上文对MPC二次成本函数的讨论所述。将来的流速目标245由控制中心操作员设定。在时间t(ut)处的输出260发送到预测块230和模型块280，以及管道/LNG厂/天然气厂控制系统(SCADA)，最终影响运行中的管道/LNG厂/天然气厂系统的流速。

过程块270代表实际的物理运行管道系统和相关下层结构控制系统108。过程块270代表实际的物理运行LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台以及对应的相关下层架构控制系统808、908、1008和1108。测量来自正在运行的管道系统或LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上平台系统的过程块270的过程输出290。这些变量包括流速、压力、温度和泵/压缩机单元状态。模型块280使用与预测块230中使用的相同模型来计算模型输出285，即过程输出290的期望值。将模型输出285与实际过程输出值290对比295，并且将这些值的差用于校正预测块230中的偏差。

测得的干扰(MD)265包括可以感测但不能直接控制的效果。如果被设计为适应这些类型的干扰，则控制计算块250将采取补偿(前馈)措施以减轻这些干扰的影响。例如，如果泵在液体管道中意外关闭，并且通过运行状态或其他信号被检测到，则控制计算块250可以包括用于调节上游和下游泵站设定点的逻辑。这种调节可确保不会因相邻站点的泵跳闸产生的干扰而违反压力限制。

在一个实施例中，MD 265被分为两种类型：

a.需要在解中调整限制以抵消其效果的干扰。这种类型的示例为，在通过泵状态或其他指示信号而检测到泵或站跳闸后，FlowBOT会调整上游和下游泵站的排出和吸入压力限制，以使得预测的波不会引起高或低警报关闭整个管道。

b.需要在模型之间切换以适应不同运行模式的干扰。示例为管道的不同下游分支之间的流路开关，其中液压充分变化以保证其他模型的使用。在此示例中，可能需要不同的管道限制。由于泵站处无法执行任何控制，并且由于绕过站而导致管道区段长度增加，MD类型“a”的泵站跳闸示例还将要求调节动态模型和MPC解。

图3是由FlowBOT软件用于计算模型预测控制(MPC)的方法300的流程示意图。在步骤310处，FlowBOT从SCADA系统获取新数据用于控制计算。在一个实施例中，促进FlowBOT与SCADA系统通信的OPC软件和FlowBOT软件本身执行数据质量算法。如果不良数据无法协调，则在经过足够的等待时间(期间FlowBOT保持其最后的输出值)之后，将控制权返回380给管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台操作员。在一个实施例中，如果第三方泄漏检测软件140(图3)识别潜在的泄漏，除非管道运营公司已经建立了用于处理潜在泄漏的替代协议，否则将控制权返回380给操作员。FlowBOT为控制室操作员提供咨询服务。

如果在310处可以对检测到的任何不良数据进行协调，则控制推进到步骤320。在步骤320处，该过程使用从SCADA接收的更新的信息来更新模型预测。

在步骤330处，该方法根据不可用的泵站或传感器以及管道中的流路，确定哪些点可用于计算。在一个实施例中，由于这些计算的结构可以从一个时间步长变化到下一时间步长，因此MPC计算包括针对控制计算的不良状况的检查340。如果FlowBOT被配置为管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台能源和/或DRA使用的稳态优化，则该方法在步骤350处执行设定点计算。在步骤360处，该方法执行动态控制计算以使二次成本函数最小化，如上文针对图2所述。该计算的结果是基于当前可用信息，为接下来的M个时间步长优化的控制行动(泵站设定点)。在步骤370处，该方法仅通过SCADA将这M个控制措施中的第一个发送到泵站。方法300使用递减的范围控制序列，其中每个时间步长中重复步骤310至370。

模型预测控制(MPC)控制方案200、300将基于多变量模型的预测控制与基于操作域经验和机器学习的算法结合在一起。这些特性使控制方案能够协调和执行管道启动以及涉及多个控制节点的较大速率变化，并在优化的稳态设定点上提供稳定的控制。

计划内或计划外的流速变化在管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台系统中不断发生。因此，控制室操作员需要不断地调整这些系统以维持目标流速值。在本公开的手动模式操作和自动模式运行的比较中，申请人已经观察到，对于具有两个或更多个测量和控制点的任何系统，人工操作员将无法执行与上述方法等同或相似的优化控制计算。此观察结果有多种原因：

a.对于具有多个控制点的管道系统，需要读取和解释大量信息，然后从这些信息中确定所需的控制措施。自动控制系统可以持续执行这些监视和计算任务，而不会引入负面的人为因素，例如注意力不集中、计算错误或疲劳相关的错误。

b.如图2和图3中所示的控制方案中的矩阵计算的尺寸。对于具有两个或多个控制点的最简单的系统，需要尺寸通常远大于2且频率低至5秒的重复矩阵计算。

c.在每个采样间隔，控制系统都会同时为所有控制点计算并制定SCADA中的最佳控制措施。相反，操作员根据书面的和/或基于经验的流程确定所需的控制措施，并一次一次单击鼠标，将这些更新的站设定点输入到SCADA中。这些手动操作员措施执行的频率远低于上述控制方案中使用的采样间隔。操作员无法以相当的速度执行计算或在SCADA系统中制定措施。

d.经验丰富的控制室操作员可以预测管道/LNG厂/天然气厂/精炼厂/海上油气平台系统中某一点的控制措施或干扰的影响。随着控制室操作员经验的增加，这些调整将变得更加准确。上述控制算法中使用的模型提供了独立于人类经验水平的定量预测。

在系统验证的示例性实施例中，在原油管道的第一性原理液压瞬态仿真模型上对FlowBOT系统进行了测试，该原油管道包括300km、直径30英寸的管道中的五个泵站。该模型已根据行业标准DNV GL SPS Synergi

图5的图形500示出了泵站跳闸情形(即意外停机)的测试。泵站3的跳闸产生大约3500kPa的压力波(图形510)，并在大约60秒内向下游行进到泵站4(图形520)。如果不衰减，则该波将导致站4由于吸入压力低警报而关闭，进而关闭整个管道。FlowBOT软件预见了这种情况，并在泵站4采取了预防措施，以防止站关闭并允许管道保持运行。相反，使用常规控制系统的控制中心操作员通常无法在足够的时间内检测到泵站跳闸，也无法基于当前液压状况计算相邻泵站上的适当且及时的响应。结果，使用常规控制系统的控制中心操作员可能无法实施可避免在类似情况下完全关闭管道的响应。

在一个示例性实施例中，模拟生成的两个管道运行情形的管道演示视频显示。管道演示显示模拟了两种运行情形：(a)4,000-5,000m

管道演示视频显示的图形元素包括：示出管道压力头的蓝线(610、710)；指示最小管道压力限制的绿线(620、720)；指示最大管路压力限制的红线(630、730)；以及指示流量的粉线(640、740)。左侧的绿圈(650、750)包含操作员发出的命令数计数，而右侧的绿圈(660、760)包含由FlowBOT自动运行发出的命令数计数。

模拟显示展示了手动操作与自动运行的各种显着比较。在自动运行期间，管道(压力)头(610、710)未超过最小(620、720)或最大(630、730)压力限制。与手动管道操作流程相比，使用FlowBOT可将流速(640、740)提高到并稳定在所需水平至少快40％。与操作员(650、750)发出的命令数相比，FlowBOT自动运行(660、760)发出的命令数量减少了大约10倍或更多。

有关方法、模块、组件、步骤、实施例、应用程序、功能，平台和优势的更多详细信息，请参见附件1，其中包含显示4,000-5,000m

尽管已经公开了多个方面和实施例，但是可以预想其他方面和实施例。所公开的各个方面和实施例是出于说明性目的，而非旨在进行限制，真实的范围和精神由所附权利要求指示。

前述方法描述和接口配置仅作为说明性示例而提供，并且无意于要求或暗示各个实施例的步骤必须以所呈现的顺序执行。如本领域技术人员将理解的，前述实施例中的步骤可以以任何顺序执行。诸如“然后”/“下一”等词无意于限制步骤的顺序；这些词仅用于指导读者阅读方法描述。尽管过程流程图可将操作描述为顺序过程，但是许多操作可以并行或同时执行。另外，可以重新安排操作的顺序。过程可以对应于方法、函数、流程、子例程、子程序等。当过程对应于函数时，其终止可以对应于该函数返回到调用函数或主函数。

结合本文公开实施例所描述的各种说明性的逻辑块、模块、电路和算法步骤可以被实现为电子硬件、计算机软件或两者的组合。为了清楚地说明硬件和软件的这种可互换性，上文已经大体上根据其功能描述了各种说明性的组件、块、模块、电路和步骤。将这种功能性实现为硬件还是软件取决于特定的应用和施加在整个系统上的设计限制。技术人员可以针对每个特定应用以各种方式来实现所描述的功能，但是这种实现决定不应被解释为导致脱离本发明的范围。

以计算机软件实现的实施例可以以软件、固件、中间件、微代码、硬件描述语言或其任意组合来实现。代码段或机器可执行指令可以表示过程、功能、子程序、程序、例程、子例程、模块、软件包、类型，或指令、数据结构或程序语句的任意组合。一个代码段可以通过传递和/或接收信息、数据、自变量、参数或存储器内容而关联到另一个代码段或硬件电路。信息、自变量、参数、数据等可以通过任何合适的方式传递、转发或传输，包括内存共享、消息传递、令牌传递、网络传输等。

用于实现这些系统和方法的实际软件代码或专用控制硬件不限制本发明。因此，在未参考特定软件代码的情况下描述了系统和方法的操作和行为。应当理解，可以基于本文的描述设计软件和控制硬件以实现该系统和方法。

当以软件形式实施时，功能可以作为一个或多个指令或代码存储在非暂态性计算机可读或处理器可读存储介质上。本文公开的方法或算法的步骤可以体现在处理器可执行软件模块中，该处理器可执行软件模块可以驻留在计算机可读或处理器可读存储介质上。非暂态性计算机可读或处理器可读介质，包括有助于将计算机程序从一处转移到另一处的计算机存储介质和有形存储介质。非暂态性处理器可读存储介质可以是可由计算机的任何可用介质。作为示例而非限制，这种非暂态性处理器可读介质可以包括RAM、ROM、EEPROM、CD-ROM或其他光盘存储，磁盘存储或其他磁性存储设备，或任何其他可用于以指令或数据结构的形式来存储期望的程序代码、且可由计算机或处理器访问的有形存储介质。如本文所用，磁盘和光盘包括光碟机(CD)、激光光盘、光盘、数字多功能光盘(DVD)、软盘和蓝光光盘，其中磁盘通常以磁性方式复制数据，而光盘则通过激光光学方式复制数据。上述的组合也应该包括在计算机可读介质的范围内。此外，方法或算法的操作可作为代码和/或指令的一个或任何组合或集合驻留在非暂态性处理器可读介质和/或计算机可读介质上，该处理器可读介质和/或计算机可读介质可结合到计算机程序产品中。