Synchronisierte Datenerfassung mit Akustik und Autonomen Messknoten 1000m unter dem Meeresspiegel

Author(s):
Harald Månum - Senior Engineer Bjørge AS
Marco Schmid - Schmid Engineering AG

Industry:
Water/Wastewater, Oil and Gas/ Refining/ Chemicals

Products:
Embedded Module for Blackfin Processors, LabVIEW

The Challenge:
Gasförderung in Norwegens bislang grösstem Industrieprojekt erforderte aufgrund extremer Tiefseebedingungen permanente Zustandsüberwachung.

The Solution:
Entwicklung eines autonomen Pipelineüberwachungssystems mithilfe von LabVIEW Embedded von National Instruments

Zusammenfassung:

Gasförderung in Norwegens bislang grösstem Industrieprojekt erforderte aufgrund extremer Tiefseebedingungen permanente Zustandsüberwachung.  Die vorgestellte Lösung, ein autonomes Pipelineüberwachungssystem, besteht aus mehreren synchronisierten Knoten, welche Vibrationen und Wasserparameter analysieren und drahtlos über akustische Modems untereinander in Verbindung stehen. Es kann unter rauhen Bedingungen über lange Zeiträume eingesetzt werden und stellt höchste Ansprüche an die Zuverlässigkeit von Hard- und Software, intelligente Fehlerbehandlung und effizientes Energiemanagement. Grafisches Embedded System Design (LabVIEW Embedded Module für Blackfin-Prozessoren von ADI) sorgte zusammen mit einem  Signalprozessor für Stabilität, Vielseitigkeit, Leistung und Akkulaufzeit, die für die Erfüllung der Anforderungen an  Entwicklungszeit und Qualität benötigt wurden. Bei der technischen Lösung hochpräziser, synchronisierter Datenerfassung in der Tiefsee wird von einem weltweit neuen und einzigartigen Ansatz ausgegangen. Unternehmerische Risikobereitschaft, Ingenieursgeist und internationale Zusammenarbeit brachten das Grossprojekt in Rekordzeit zum Erfolg.

 

Gasförderung in der Nordsee

Die Erschliessung des Gasfelds Ormen Lange ist das grösste Industrieprojekte in der Geschichte Norwegens; die Kosten für das Vorhaben wurden auf fast 66 Mrd. NOK veranschlagt. Die Förderung wird 2007 aufgenommen und soll in den kommenden 40 Jahren 20% des britischen Gasbedarfs decken (Abb.1).

Das Feld liegt vor der norwegischen Westküste und besteht aus 24 unterseeischen Bohrlöchern, verteilt auf vier Unterwasserplattformen. Über 120km lange Pipelines wird das Gas aus Tiefen von bis zu 850m zur Aufbereitungsanlage auf der Insel Aukra befördert (Abb.2). Das Erdgas strömt von den Unterwasserquellen allein durch den Druck in den Bohrlöchern durch zwei parallel verlaufende 30’’-Pipelines an die Oberfläche (Abb.3). Die Verlegung der Pipelines selbst stellt allerdings eines der anspruchsvollsten Projekte dar, die es im Bereich Pipelineverlegung jemals gegeben hat; hauptsächlich liegt dies an dem schwierigen Gelände und den starken Meeres-strömungen.

 

Extreme Bedingungen erfordern neue Lösungen

Die Pipelines verlaufen über die Storegga. Mit einer Länge von über 800km ist diese Hangrutschung einer der längsten weltweit bekannten Meeresbodenabstürze an einem Kontinentalabhang. Über die Jahrtausende hat sich am Fusse der Storegga Geröll angehäuft; die Folge ist ein extrem felsiger und unebener Meeresboden. Aufgrund dieses unebenen Geländes sind mehrere Pipeline-Abschnitte nicht in Kontakt mit dem Meeresboden (Abb.4) und genau in diesen Bereichen werden infolge starker Meeresströmungen  Schwingungen erwartet, die wiederum Lecks oder sogar Rohrbrüche auslösen können. Daher forderte die norwegische Regierung permanente Zustandsüberwachung. Bjørge AS, einem bekannten Anbieter von Tiefseeinstrumenten, kam die Aufgabe zu, ein Langzeitüberwachungssystem zu entwickeln. Das Unternehmen setzte dabei auf Standardprodukte und Ingenieursleistungen eines schweizer Lösungsanbieters.

Das System muss rauer  Behandlung durch Schiffskräne und ROVs (Remotely Operated Vehicles / ferngesteuerte Unterwasserfahrzeuge) standhalten. Sobald es sich unter der Wasseroberfläche befindet, ist es extremen Bedingungen ausgesetzt, u.a. erfolgt keine Stromversorgung von aussen. Darüber hinaus herrschen niedrige Temperaturen, Wasserströmungen und -verschiebungen aufgrund des unebenen Meeresbodens sowie Schwingungen, hervorgerufen durch den Gasstrom innerhalb der Pipeline.

 

Überwachungssystem für freischwebende Pipelines

Die technische Lösung ist ein Instrumentennetzwerk aus mehreren autonomen, synchronisierten „Clamp Sensor Packages“ (CSP / Vibrationssensoren) und einem „Master Sensor Package“ (MSP / Masterstation), das zur Überwachung von Schwingungen an längeren freischwebenden Pipeline-Abschnitten dient.

Abgesehen von harscher Umweltbedingung lag die Hauptherausforderung dieses Projekts in präzisem, synchronisiertem Datalogging. Bei Entfernungen von mindestens 100m zwischen den einzelnen Messknoten durfte die zeitliche Gesamtabweichung  2.5ms nicht übersteigen. Da alle Messknoten drahtlos arbeiten und Datentransfer sowie Signalgebung akustisch erfolgen, waren bei der Hard- und Softwareentwicklung spezielle Massnahmen erforderlich, um die notwendige Präzision und deterministisches Echtzeitverhalten zu erreichen. Ein weiterer vitaler Designfaktor war die Sicherstellung einer Batterielebensdauer von mindestens 6 Monaten, was durch intelligentes Energiemanagement gelöst wurde. Und schliesslich musste die gesamte Elektronik in einem druckfesten Gehäuse untergebracht werden, klein und leicht genug für die Handhabung durch ein ROV.

 

Die Endlösung weist folgende 6 Schlüsselmerkmale auf:

 

● Schwingungsanalyse sowie Überwachung  dynamischer und statischer Bewegungen an längeren freischwebenden Pipelineabschnitten und loggen von Wasserparametern (Meeresströmungen, Salzgehalt, Druck und Temperatur).

● Speicherung und mathematische Analyse der erfassten Daten über einen Zeitraum von bis zu 6 Monaten

● Drahtlose Kommunikation zwischen den Messknoten über akustische Modems

● Messknoteninterne Fehlerbehandlung und -korrektur für ausfallsicheren, redundanten Betrieb

● Akustische ROV-Schnittstelle für Datentransfer und System-Rekonfiguration

● Wartungsintervalle von mindestens 6 Monaten

Die CSPs (Vibrationssensoren) werden in regelmässigen Abständen an der Pipeline befestigt (Abb.5). Ihre Hauptaufgabe ist die Aufzeichnung und Analyse von Schwingungen in alle 3 Achsen. Die Mechanik, ausgelegt auf eine Tiefe von bis zu 1.500m u.d.M. , wird von einem ROV mit einer Klemmvorrichtung direkt an der 30’’-Pipeline angebracht (Abb.7).

Anschliessend wird ein druckfestes Gehäuse (150bar) mit der integrierten Elektronik über einen Verriegelungsmechanismus aufgesteckt, so dass es später wieder abgenommen werden kann (z.B. für Batterieaustausch). Dieser mechatronische Aufbau dient sowohl einer einfachen Installation / Deinstallation und sorgt gleichzeitig für hohe Verbindungssteifigkeit. Schliesslich sollen Schwingungen weniger mg bei Frequenzen unter 0,1Hz  und Seitwärts- sowie Längsbewegungen zentimetergenau gemessen werden können. Die CSPs werden von einer Masterstation (Master Sensor Package / MSP, s. Abb.6) gesteuert und synchronisiert. Diese wird über einen Schiffskran an den Einsatzort gebracht und mit Hilfe eines ROVs auf dem Meeresboden installiert (s. Abb.4 und Abb.6).

 

Zuverlässiges, redundantes Low-Power System mit akustischer Datenübertragung und Langzeit  Datalogging

Die Verbindung zwischen den CSPs und dem MSP ist drahtlos und erfolgt über Soundmodems. Das robuste Messschema sorgt für sichere Synchronisation der Datenerfassung, auch bei längeren und unvorher- gesehenen Verzögerungen des MSP Triggersignals, z.B. aufgrund unterschiedlicher Schallausbreitung. Das Überwachungssystem bietet drei verschiedene Betriebsmodi:

● Langzeitdatenerfassung: Das MSP wacht in konfigurierbaren Zeitpunkten auf, typischerweise alle 3 Stunden. Zu Kompensationszwecken misst es als Erstes die Entfernungen zu den einzelnen CSPs. Anschliessend erfolgt eine verteilte analoge Datenerfassung und -logging (bei 10-20Hz, für 10–30Minuten), ausgelöst durch einen Broadcast an alle CSP-Messknoten. Anschliessend beginnt das MSP mit der Aufzeichnung von Wasserparametern wie Strömung, Salzgehalt, Druck und Temperatur. Nach Abschluss der Aufzeichnungen werden die Daten verarbeitet und auf einem Speichermedium abgelegt. Nach der Programmierung des nächsten Weckzeitpunktes (RTC) schalten das MSP und die CSPs auf Standby, bis der Gesamtvorgang wiederholt wird. Diese Methode sorgt für niedrigsten Energieverbrauch.

● Ereignisüberwachung: Während sich die Messknoten im Tiefschlaf befinden, überwacht eine intelligente Low-Power Mixed-Signal Schaltung kontinuierlich die Einhaltung aller Schwingungs- und Wassergrenzwerte. Beim Überschreiten der Limiten wird der Hauptprozessor geweckt und sendet ein Warnsignal an das MSP. Dieses wiederum initiiert eine neue Messkampagne.

● ROV-Rendezvous: Das Überwachungssystem wird von ferngesteuerten Unterwasserfahrzeugen (ROVs; Abb.4 und Abb.7) installiert und gewartet. Mittels akustischer Kommunikation können alle wichtigen Parameter während dem Betrieb geändert werden; ebenso können geloggte oder Fourier-analysierte Daten für spezifizierte Zeiträume simultan zu einem beliebigen Messbetrieb hochgeladen werden . Diese zuverlässige Kommunikationsschnittstelle ist ein Schlüsselelement der Embedded System Hard- und Software.

 

Integrierte Redundanz

Jede Aktion wird auf Fehler überwacht. Im Fehlerfall unternimmt der jeweilige Messknoten eine Selbstkorrektur und informiert das gesamte Netzwerk, also die Nachbar-CSP's sowie das MSP,  über den neuen Zustand. Auf diese Weise wird global ermittelt, ob der Fehler im betreffenden Messknoten selbst oder in einem der anderen Messknoten aufgetreten ist. Wenn das eigentliche MSP ausfällt, kann jedes CSP zur Aufrechterhaltung des Betriebs seine Funktion übernehmen. Das Pipeline-Überwachungssystem hat eine Lebensdauer mehrerer Jahre und wird jeweils für mindestens 6Monate am Stück eingesetzt. Die grössten Anforderungen stellten sich daher an die Zuverlässigkeit der Hard- und Software, programminterne Fehlerbehandlung und effizientes Energiemanagement.

 

Grafisches Embedded System Design und Implementierung

Design und Implementierung auf höchstem Abstraktionsniveau, hohe Prozessorleistung und  niedrigster Energieverbrauch waren für Bjørge AS Grundvoraussetzungen. Deshalb setzte die Firma auf National Instruments' LabVIEW Embedded, verteilt auf dem Analog Devices Blackfin Target ZMobile.  Diese Embedded HW/SW Plattform, das Herzstück des Systems und geliefert vom Schweizer Unternehmen Schmid Engineering AG, sorgte  für  robusten und   multitaskingsicheren Echtzeitbetrieb. Bjørges Systemingenieure, verantwortlich für die Embedded Software, nutzten diesen Technologiemix, um die Komplexität der Anwendung zu beherrschen und den engen Projektzeitplan einhalten zu können.

Ein synchronisiertes, autonomes System dieser Präzision ist bisher unerreicht und erforderte ein hohes Mass an Ingenieursknowhow. Die Leistungsspektren von LabVIEW Embedded, des Realtime Kernels sowie der Blackfin-Prozessorressourcen wurden komplett ausgeschöpft, da die Applikation mehrere parallele Programmschleifen (Abb.8), diverse Interrupts und eine deterministische Programmausführung erforderlich machte. Die Herausforderungen wurden erfolgreich gemeistert, und die Messgenauigkeit übertrifft sogar noch die ursprünglichen Spezifikation.

Der C-Code Generator erzeugte aus dem grafischen LabVIEW Diagramm schliesslich den Target Code, was ca 50.000  C-Sourcezeilen entspricht. Die fertige Anwendung bietet typische Merkmale eines modernen Embedded Systems:

1. Implementierung von 10 unabhängigen Kerneltasks, einschliesslich 4Interrupt-Callbacks, ausgelöst durch Low-Level Interrupt Service Routinen des Blackfin.

2. Softwaremodularität mit über 100 wiederverwendbaren Submodulen

3. Datenkommunikation und -synchronisation zwischen den Programmteilen durch 5 Echtzeit-FIFOs, 110 globale Variablen sowie 110 Semaphores

4. Applikationslogik auf Basis einer klassischen Statemachine mit 16 Programm­zuständen

5. Embedded System File-Handler für Konfigurationsdateien und Massendaten- speicherung auf einem 4GB Compact Flash Medium.

6. Online Signalkonditionierung, Min/Max und FFT-Analyse

7. Getriggerte DAQ-Synchronisierung mit µs-Genauigkeit und voller Kompensation von Software-Latenzzeiten und Modem-Signallaufzeiten

8. Intelligentes Energie- und Batteriemanagement

9. Kontinuierliches Fehler- und Eventlogging mit Timestamps

10. Programmierbare Shutdown-, Wakeup- und Watchdog-Logik

11. 3x simultane Analogkanäle für Dreiachsen-Beschleunigungssensor

12. 4x asynchrone serielle Schnittstellen zur Aufzeichnung von Wasserströmungen, Salzgehalt des Wassers, Wasserdruck und Wassertemperatur

13. Robuste, drahtlose Kommunikation über ein akustisches Modem

 

Verteilung des LabVIEW-Programmcodes auf dem Low Power Blackfin Target ZMobile

Die einzelnen CSPs und das MSP sind mit je einem drucksicheren Gehäuse ausgestattet, das die gesamte Elektronik, Batterien, Sensoren und Antennen für die akustischen Soundmodems enthält (Abb.9). Alle innen liegenden Bauteile sind mechanisch von den Pipeline-Schwingungen entkoppelt.

Die Embedded System Hardware basiert auf dem kompakten Low-Power Target ZMobile, welches den  Blackfin Prozessor um verschiedene Mixed-Signal Schaltungen und Kommunikationskanäle erweitert.

Ein Grossteil der Funktionalitäten war bereits in der Standardplattform enthalten. Auf einem für Bjørge massgefertigten Add-on Board wurden alle noch fehlenden Schaltkreise, Anschlüsse und Schnittstellen bereitgestellt (Abb.11).

Durch diese Kombination aus einer Standard- und einer Kundenlösung konnten die Projektrisiken gesenkt und kostbare Entwicklungszeit eingespart werden.

 

Fazit

Für ein Projekt der Grösse Ormen Langes, das zusätzlich straffe Zeitpläne und rauhe Bedingungen mit sich brachte, waren zur Lösung der technischen Aufgaben unkonventionelle Ansätze erforderlich. Die Kombination einer High-Level Programmiersprache mit einem leistungsfähigen DSP und ermöglichte es Bjørge AS, ein Maximum an Funktionalität innerhalb überblickbarer Entwicklungszeit zu realisieren. Grenzenübergreifende Zusammenarbeit mit einem innovativen Schweizer Ingenieurunternehmen war ein weiterer Erfolgsfaktor.

Die Öl- und Gasindustrie profitiert jetzt von einer Lösung, welche synchronisierte, hochpräzise Datenerfassung zwischen „n“ weit auseinanderliegenden Messknoten ermöglicht. Drahtlose, akustische Kommunikation, messknoteninterne Datenanalyse und -speicherung und  intelligentes Energie-managementsystem stellen nun eine kontinuierliche Überwachung und Handhabung kritischer Zustände sowie dynamischer Bewegungen sicher und sorgen für extrem niedrigen Stromverbrauch. Über akustische Verbindungen können wichtige Daten direkt an das Ingenieurteam gesendet werden, womit sich neue Möglichkeiten für alle Arten synchronisierter, autonomer Schwingungsüberwachung ermöglicht.

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Harald Månum
Senior Engineer Bjørge AS
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