Rilevamento delle perdite

by Ingegneria Delta / Venerdì, 25 marzo 2016 / Pubblicato in Alta tensione

Conduttura rilevamento di perdite viene utilizzato per determinare se e in alcuni casi si è verificata una perdita in sistemi che contengono liquidi e gas. I metodi di rilevamento includono test idrostatici dopo l'erezione della tubazione e rilevamento delle perdite durante il servizio.

Le reti di condotte sono il mezzo di trasporto più economico e sicuro per petrolio, gas e altri prodotti fluidi. In quanto mezzo di trasporto a lunga distanza, le condutture devono soddisfare elevati requisiti di sicurezza, affidabilità ed efficienza. Se adeguatamente mantenute, le tubazioni possono durare indefinitamente senza perdite. La maggior parte delle perdite significative che si verificano sono causate da danni da attrezzature di scavo vicine, quindi è fondamentale chiamare le autorità prima dello scavo per assicurarsi che non ci siano condutture interrate nelle vicinanze. Se una tubazione non viene mantenuta correttamente, può iniziare a corrodersi lentamente, in particolare nei giunti di costruzione, nei punti bassi in cui si accumula l'umidità o in punti con imperfezioni nel tubo. Tuttavia, questi difetti possono essere identificati da strumenti di ispezione e corretti prima che si trasformino in una perdita. Altri motivi per le perdite includono incidenti, movimento della terra o sabotaggio.

Lo scopo principale dei sistemi di rilevamento delle perdite (LDS) è assistere i controllori delle condutture nel rilevamento e nella localizzazione delle perdite. LDS fornisce un allarme e mostra altri dati correlati ai controllori della pipeline per aiutare nel processo decisionale. Anche i sistemi di rilevamento delle perdite nelle tubazioni sono utili perché possono aumentare la produttività e l'affidabilità del sistema grazie alla riduzione dei tempi di inattività e ai tempi di ispezione ridotti. La SSL è quindi un aspetto importante della tecnologia dei gasdotti.

Secondo il documento API "RP 1130", la LDS è suddivisa in LDS con base interna e LDS con base esterna. I sistemi basati internamente utilizzano strumentazione da campo (ad esempio sensori di flusso, pressione o temperatura del fluido) per monitorare i parametri della tubazione interna. I sistemi basati esternamente utilizzano anche strumentazione da campo (ad esempio radiometri a infrarossi o termocamere, sensori di vapore, microfoni acustici o cavi in fibra ottica) per monitorare i parametri delle condutture esterne.

Regolamento

Alcuni paesi regolano formalmente il funzionamento del gasdotto.

API RP 1130 "Computational Pipeline Monitoring for Liquids" (USA)

Questa pratica raccomandata (RP) si concentra sulla progettazione, implementazione, test e funzionamento di LDS che utilizzano un approccio algoritmico. Lo scopo di questa pratica raccomandata è assistere l'operatore del gasdotto nell'identificazione delle questioni rilevanti per la selezione, l'implementazione, la verifica e il funzionamento di una SSL. Gli LDS sono classificati in basati internamente e basati esternamente. I sistemi basati internamente utilizzano strumentazione da campo (ad es. Per flusso, pressione e temperatura del fluido) per monitorare i parametri della tubazione interna; questi parametri della tubazione vengono successivamente utilizzati per dedurre una perdita. I sistemi basati sull'esterno utilizzano sensori locali dedicati.

TRFL (Germania)

TRFL è l'abbreviazione di "Technische Regel für Fernleitungsanlagen" (Regolamento tecnico per i sistemi di tubazioni). Il TRFL riassume i requisiti per i gasdotti soggetti a regolamenti ufficiali. Copre condutture che trasportano liquidi infiammabili, condutture che trasportano liquidi pericolosi per l'acqua e la maggior parte delle condutture che trasportano gas. Sono richiesti cinque diversi tipi di funzioni LDS o LDS:

Due LDS indipendenti per il rilevamento continuo delle perdite durante il funzionamento a regime. Uno di questi sistemi o uno aggiuntivo deve anche essere in grado di rilevare le perdite durante il funzionamento transitorio, ad esempio durante l'avvio della condotta
Un LDS per il rilevamento delle perdite durante l'operazione di chiusura
Un LDS per perdite striscianti
Un LDS per una rapida localizzazione delle perdite

Requisiti

API 1155 (sostituito da API RP 1130) definisce i seguenti importanti requisiti per una LDS:

Sensibilità: un LDS deve garantire che la perdita di fluido a seguito di una perdita sia la più piccola possibile. Ciò pone due requisiti al sistema: deve rilevare piccole perdite e deve rilevarle rapidamente.
Affidabilità: l'utente deve potersi fidare della LDS. Ciò significa che deve segnalare correttamente eventuali allarmi reali, ma è altrettanto importante che non generi falsi allarmi.
Precisione: alcuni LDS sono in grado di calcolare il flusso e la posizione delle perdite. Questo deve essere fatto accuratamente.
Robustezza: la SSL dovrebbe continuare a operare in circostanze non ideali. Ad esempio, in caso di guasto di un trasduttore, il sistema dovrebbe rilevare il guasto e continuare a funzionare (possibilmente con i necessari compromessi come una ridotta sensibilità).

Stato stazionario e condizioni transitorie

Durante le condizioni stazionarie, il flusso, le pressioni, ecc. Nella tubazione sono (più o meno) costanti nel tempo. In condizioni transitorie, queste variabili possono cambiare rapidamente. I cambiamenti si propagano come onde attraverso la tubazione con la velocità del suono del fluido. Le condizioni transitorie si verificano in una tubazione, ad esempio all'avvio, se la pressione all'ingresso o all'uscita cambia (anche se la modifica è piccola) e quando un lotto cambia o quando più prodotti sono nella tubazione. I gasdotti sono quasi sempre in condizioni transitorie, perché i gas sono molto comprimibili. Anche nelle condotte liquide, gli effetti transitori non possono essere ignorati per la maggior parte del tempo. LDS dovrebbe consentire il rilevamento delle perdite per entrambe le condizioni per fornire il rilevamento delle perdite durante l'intero tempo di funzionamento della tubazione.

LDS con sede interna

Panoramica sulla SSL basata internamente

I sistemi basati internamente utilizzano strumentazione da campo (ad es. Per flusso, pressione e temperatura del fluido) per monitorare i parametri della tubazione interna; questi parametri della tubazione vengono successivamente utilizzati per dedurre una perdita. Il costo del sistema e la complessità della LDS basata internamente sono moderati perché utilizzano la strumentazione da campo esistente. Questo tipo di LDS viene utilizzato per i requisiti di sicurezza standard.

Monitoraggio pressione / flusso

Una perdita cambia l'idraulica della tubazione e quindi cambia le letture della pressione o del flusso dopo un po 'di tempo. Il monitoraggio locale della pressione o del flusso in un solo punto può quindi fornire un semplice rilevamento delle perdite. Poiché è fatto localmente, in linea di principio non richiede alcuna telemetria. Tuttavia, è utile solo in condizioni stazionarie e la sua capacità di gestire i gasdotti è limitata.

Onde di pressione acustica

Il metodo delle onde di pressione acustica analizza le onde di rarefazione prodotte quando si verifica una perdita. Quando si verifica una rottura della parete della tubazione, il fluido o il gas fuoriesce sotto forma di un getto ad alta velocità. Questo produce onde di pressione negativa che si propagano in entrambe le direzioni all'interno della tubazione e possono essere rilevate e analizzate. I principi di funzionamento del metodo si basano sull'importantissima caratteristica delle onde di pressione di viaggiare su lunghe distanze alla velocità del suono guidato dalle pareti della tubazione. L'ampiezza di un'onda di pressione aumenta con la dimensione della perdita. Un complesso algoritmo matematico analizza i dati dai sensori di pressione ed è in grado in pochi secondi di indicare la posizione della perdita con una precisione inferiore a 50 m (164 piedi). I dati sperimentali hanno dimostrato la capacità del metodo di rilevare perdite di diametro inferiore a 3 mm (0.1 pollici) e di operare con il tasso di falsi allarmi più basso del settore: meno di 1 falso allarme all'anno.

Tuttavia, il metodo non è in grado di rilevare una perdita in corso dopo l'evento iniziale: dopo la rottura (o rottura) della parete della tubazione, le onde di pressione iniziali diminuiscono e non vengono generate onde di pressione successive. Pertanto, se il sistema non riesce a rilevare la perdita (ad esempio, perché le onde di pressione sono state mascherate da onde di pressione transitorie causate da un evento operativo come un cambiamento nella pressione di pompaggio o la commutazione della valvola), il sistema non rileverà la perdita in corso.

Metodi di bilanciamento

Questi metodi si basano sul principio di conservazione della massa. Nello stato stazionario, il flusso di massa $\ Dot {M} _I$ entrare in una tubazione priva di perdite bilancia il flusso di massa $\ Dot {M} _O$ lasciandolo; qualsiasi calo di massa in uscita dal gasdotto (squilibrio di massa $\ dot {M} _I - \ dot {M} _O$ ) indica una perdita. Misura dei metodi di bilanciamento $\ Dot {M} _I$ ed $\ Dot {M} _O$ utilizzando misuratori di portata e infine calcolare lo squilibrio che è una stima del flusso di perdita reale sconosciuto. Confronto di questo squilibrio (tipicamente monitorato su un numero di periodi) con una soglia di allarme di perdita $\ gamma$ genera un allarme se questo squilibrio monitorato. I metodi di bilanciamento avanzati tengono inoltre conto del tasso di variazione dell'inventario di massa del gasdotto. I nomi utilizzati per le tecniche di bilanciamento della linea migliorate sono bilanciamento del volume, bilanciamento del volume modificato e bilanciamento della massa compensata.

Metodi statistici

La SSL statistica utilizza metodi statistici (ad esempio dal campo della teoria delle decisioni) per analizzare la pressione / flusso in un solo punto o lo squilibrio al fine di rilevare una perdita. Ciò porta all'opportunità di ottimizzare la decisione sulla perdita se alcune ipotesi statistiche sono valide. Un approccio comune è l'utilizzo della procedura di verifica delle ipotesi

\ text {Ipotesi} H_0: \ text {Nessuna perdita}

\ text {Ipotesi} H_1: \ text {Perdita}

Questo è un classico problema di rilevamento e esistono varie soluzioni note dalle statistiche.

Metodi RTTM

RTTM significa "Real-Time Transient Model". RTTM LDS utilizza modelli matematici del flusso all'interno di una condotta utilizzando leggi fisiche di base come la conservazione della massa, la conservazione della quantità di moto e la conservazione dell'energia. I metodi RTTM possono essere visti come un miglioramento dei metodi di bilanciamento in quanto utilizzano inoltre il principio di conservazione della quantità di moto e dell'energia. Un RTTM consente di calcolare la portata massica, la pressione, la densità e la temperatura in ogni punto della tubazione in tempo reale con l'aiuto di algoritmi matematici. RTTM LDS può facilmente modellare flussi stazionari e transitori in una tubazione. Utilizzando la tecnologia RTTM, le perdite possono essere rilevate durante condizioni stazionarie e transitorie. Con una strumentazione che funzioni correttamente, i tassi di perdita possono essere stimati funzionalmente utilizzando le formule disponibili.

Metodi E-RTTM

Flusso del segnale Modello transitorio in tempo reale esteso (E-RTTM)

E-RTTM sta per "Extended Real-Time Transient Model", utilizzando la tecnologia RTTM con metodi statistici. Pertanto, il rilevamento delle perdite è possibile durante condizioni di stato stazionario e transitorio con elevata sensibilità e i falsi allarmi saranno evitati utilizzando metodi statistici.

Per il metodo residuo, un modulo RTTM calcola le stime $\ Hat {\ dot {M}} _ I$ , $\ Hat {\ dot {M}} _ O$ per MASS FLOW in ingresso e in uscita, rispettivamente. Questo può essere fatto usando le misurazioni per pressione e temperatura in ingresso ( $pi$ , $t_i$ ) e uscita ( $p_o$ , $PER$ ). Questi flussi di massa stimati vengono confrontati con i flussi di massa misurati $\ Dot {M} _I$ , $\ Dot {M} _O$ , cedendo i residui $x = \ dot {M} _I - \ hat {\ dot {M}} _ I$ ed $y = \ dot {M} _O - \ hat {\ dot {M}} _ O$ . Questi residui sono prossimi allo zero se non ci sono perdite; altrimenti i residui mostrano una firma caratteristica. In una fase successiva, i residui sono oggetto di un'analisi della firma delle perdite. Questo modulo analizza il loro comportamento temporale estraendo e confrontando la firma della perdita con le firme della perdita in un database ("impronta digitale"). L'allarme di perdita viene dichiarato se la firma della perdita estratta corrisponde all'impronta digitale.

LDS con base esterna

I sistemi basati sull'esterno utilizzano sensori locali dedicati. Tali LDS sono altamente sensibili e precisi, ma il costo del sistema e la complessità dell'installazione sono generalmente molto elevati; le applicazioni sono quindi limitate ad aree speciali ad alto rischio, ad esempio vicino a fiumi o aree protette dalla natura.

Cavo digitale di rilevamento perdite d'olio

I cavi Digital Sense sono costituiti da una treccia di conduttori interni semipermeabili protetti da una treccia stampata isolante permeabile. Un segnale elettrico passa attraverso i conduttori interni ed è monitorato da un microprocessore integrato all'interno del connettore del cavo. I fluidi in fuga passano attraverso la treccia permeabile esterna e entrano in contatto con i conduttori semipermeabili interni. Ciò causa un cambiamento nelle proprietà elettriche del cavo che viene rilevato dal microprocessore. Il microprocessore può localizzare il fluido con una risoluzione di 1 metro lungo la sua lunghezza e fornire un segnale appropriato ai sistemi di monitoraggio o agli operatori. I cavi di rilevamento possono essere avvolti attorno a tubazioni, interrati sotto la superficie con tubazioni o installati come configurazione pipe-in-pipe.

Test di condutture radiometriche a infrarossi

Termogramma aereo di un oleodotto sotterraneo interrato che rivela la contaminazione del sottosuolo causata da una perdita

I test termografici a infrarossi delle condutture si sono dimostrati accurati ed efficienti nel rilevare e localizzare perdite di condutture sotterranee, vuoti causati dall'erosione, isolamento delle condutture deteriorato e scarso riempimento. Quando una perdita nella tubazione ha consentito a un fluido, come l'acqua, di formare un pennacchio vicino a una tubazione, il fluido ha una conduttanza termica diversa dal terreno asciutto o dal riempimento. Ciò si rifletterà in diversi modelli di temperatura superficiale sopra la posizione della perdita. Un radiometro a infrarossi ad alta risoluzione consente la scansione di intere aree e la visualizzazione dei dati risultanti come immagini con aree di temperature diverse designate da diversi toni di grigio su un'immagine in bianco e nero o da vari colori su un'immagine a colori. Questo sistema misura solo i modelli di energia superficiale, ma i modelli misurati sulla superficie del terreno sopra una condotta interrata possono aiutare a mostrare dove si stanno formando le perdite delle condutture e i conseguenti vuoti di erosione; rileva problemi profondi fino a 30 metri sotto la superficie del suolo.

Rivelatori di emissioni acustiche

La fuoriuscita di liquidi crea un segnale acustico mentre attraversano un foro nel tubo. I sensori acustici applicati all'esterno della tubazione creano una "impronta" acustica di base della linea dal rumore interno della tubazione nel suo stato integro. Quando si verifica una perdita, viene rilevato e analizzato un segnale acustico a bassa frequenza risultante. Le deviazioni dalla linea di base "impronta digitale" segnalano un allarme. Ora i sensori hanno una disposizione migliore con la selezione della banda di frequenza, la selezione dell'intervallo di ritardo temporale, ecc. Ciò rende i grafici più distinti e facili da analizzare. Esistono altri modi per rilevare le perdite. I geo-telefoni di terra con disposizione dei filtri sono molto utili per individuare la posizione della perdita. Risparmia il costo di scavo. Il getto d'acqua nel terreno colpisce la parete interna del suolo o del cemento. Questo creerà un debole rumore. Questo rumore decadrà mentre sale in superficie. Ma il suono massimo può essere raccolto solo sulla posizione di perdita. Gli amplificatori e il filtro aiutano a ottenere un rumore chiaro. Alcuni tipi di gas immessi nella tubazione creeranno una gamma di suoni quando lasciano la tubazione.

Tubi sensibili al vapore

Il metodo di rilevamento delle perdite del tubo con rilevamento del vapore prevede l'installazione di un tubo lungo l'intera lunghezza della tubazione. Questo tubo - in forma di cavo - è altamente permeabile alle sostanze da rilevare nella particolare applicazione. In caso di perdita, le sostanze da misurare vengono a contatto con il tubo sotto forma di vapore, gas o disciolte in acqua. In caso di perdita, parte della sostanza fuoriuscita si diffonde nel tubo. Dopo un certo periodo di tempo, l'interno del tubo produce un'immagine accurata delle sostanze che circondano il tubo. Per analizzare la distribuzione della concentrazione presente nel tubo sensore, una pompa spinge la colonna d'aria nel tubo oltre un'unità di rilevamento a velocità costante. L'unità rivelatore all'estremità del tubo sensore è dotata di sensori di gas. Ogni aumento della concentrazione di gas si traduce in un pronunciato "picco di perdita".

Rilevamento delle perdite in fibra ottica

Sono in commercio almeno due metodi di rilevamento delle perdite in fibra ottica: DTS (Distributed Temperature Sensing) e DAS (Distributed Acoustic Sensing). Il metodo DTS prevede l'installazione di un cavo in fibra ottica lungo la lunghezza della tubazione da monitorare. Le sostanze da misurare entrano in contatto con il cavo quando si verifica una perdita, cambiando la temperatura del cavo e cambiando il riflesso dell'impulso del raggio laser, segnalando una perdita. La posizione è nota misurando il ritardo tra il momento in cui è stato emesso l'impulso laser e il momento in cui viene rilevato il riflesso. Funziona solo se la sostanza si trova a una temperatura diversa dall'ambiente circostante. Inoltre, la tecnica di rilevamento della temperatura a fibra ottica distribuita offre la possibilità di misurare la temperatura lungo la tubazione. Scansionando l'intera lunghezza della fibra, viene determinato il profilo di temperatura lungo la fibra, portando al rilevamento delle perdite.

Il metodo DAS prevede un'installazione simile di cavi in fibra ottica lungo la lunghezza della tubazione da monitorare. Le vibrazioni causate da una sostanza che lascia la tubazione attraverso una perdita modificano il riflesso dell'impulso del raggio laser, segnalando una perdita. La posizione è nota misurando il ritardo tra il momento in cui è stato emesso l'impulso laser e il momento in cui viene rilevato il riflesso. Questa tecnica può anche essere combinata con il metodo di rilevamento della temperatura distribuita per fornire un profilo di temperatura della tubazione.