Rilevazione di perdite

by Ingegneria Delta / Venneri, 25 di marzu 2016 / publicatu in High voltage

Pipeline dettazione hè adupratu per determinà se è in certi casi induve hè stata una filtrazione in sistemi chì cuntenenu liquidi è gasi. I metudi di deteczione include testi idrostatici dopu l'erezione di pipeline è a deteczione di fuglii durante u serviziu.

E rete di pipeline sò u modu di trasportu più ecunomicu è più sicuru per u petroliu, i gasi è altri prudutti fluidi. In quantu di trasportu à larga distanza, i pipeline anu da cumpiendu esigenze elevate di sicurezza, affidabilità è efficienza. Se hè mantinutu bè, i pipeline ponu durà indefinitu senza filtrazioni. A maggior parte di i fuglii significativi chì si produciranu sò causati da danni da l'equipaggiu di scavatura vicinu, è per quessa hè criticu di chjamà l'autorità prima di scavamentu per assicurassi chì ùn ci sò micca pipele sepultate in a vicinanza. Se un pipeline ùn hè micca bè mantinutu, pò cumincià à corrode lentamente, in particulari à i giunti di custruzzione, i punti bassi induve l'umidità si recolle, o l'ubicazioni cù imperfezioni in u pipe. Tuttavia, questi difetti ponu esse identificati da e strumenti di inspezione è corretti prima chì progressanu finu à una fuga. Altri motivi di pèrdite include l'accidenti, u muvimentu di a terra, o sabotaje.

U scopu primariu di i sistemi di rilevazione di fughe (LDS) hè di aiutà i controller di pipeline in rilevà e localizzà fughe. LDS furnisce un alarme è visualizà altre dati cunnessi à i controller di pipeline in quantu à aiutà in a decisione. I sistemi di dettazione di fuglii di pipeline sò ancu benefizièvuli perchè ponu migliurà a produtividade è affidabilità di u sistema grazie à u tempu di disattivazione ridutta è u tempu di ispezione ridutta. LDS sò dunque un aspettu impurtante di a tecnulugia di pipeline.

Sicondu u documentu API "RP 1130", i LDS sò divisi in LDS basati internamente è LDS basati esternamente. I sistemi basati in l'internu utilizanu strumentazioni di campu (per esempiu, sensori di flussu, a pressione o a temperatura di u fluidu) per monitorizà i paràmetri di pipeline internu. I sistemi basati in esterni utilizanu ancu a strumentazione di campo (per esempiu, radiometri infrared o càmere termali, sensori di vapore, microfoni acustici o cavi in fibra ottica) per monitorizà i parametri di pipeline esterni.

Règlie è Regulamentu

Certi paesi regulanu formalmente u funziunamentu di pipeline.

API RP 1130 "Monitoring Pipeline Computational per Liquidi" (USA)

Questa pratica raccomandata (RP) si concentra nantu à u cuncepimentu, l'implementazione, a prova è l'operazione di LDS chì utilizanu un approcciu algoritmicu. U scopu di sta pratica raccomandata hè di aiutà l'Operatore di Pipeline à identificà i prublemi pertinenti à a selezzione, l'implementazione, i testi è l'operazione di un LDS. LDS sò classificati in basati internamente è basati esternamente. I sistemi basati internamente utilizanu l'instrumentazione di campu (per esempiu per u flussu, a pressione è a temperatura di u fluidu) per monitorà i parametri interni di u pipeline; questi parametri di pipeline sò successivamente aduprati per inferisce una fuga. Sistemi basati esternamente utilizanu sensori lucali dedicati.

TRFL (Germania)

TRFL hè l'abbreviazione di "Technische Regel für Fernleitungsanlagen" (Regula Tecnica per Sistemi di Pipeline). U TRFL riassume i requisiti per i gasdotti sottumessi à regulamenti ufficiali. Copre i pipeline chì trasportanu liquidi infiammabili, i pipelines chì trasportanu liquidi chì sò periculosi per l'acqua, è a maiò parte di i pipeline chì trasportanu gas. Cinque diversi tipi di funzioni LDS o LDS sò richiesti:

Dui LDS indipindenti per a rilevazione di fughje continuata durante l'operazione a stato stabile. Unu di questi sistemi o un altru deve esse ancu capace di detectà perdite durante l'operazione transitiva, per esempiu durante a start-up di a pipeline.
Un LDS per a rilevazione di fuga durante l'operazione di chjusu
Un LDS per fugliali rampanti
Un LDS per situazione di fuga rapida

Bisognu

API 1155 (sustituitu da l'API RP 1130) definisce i seguenti requisiti impurtanti per un LDS:

Sensibilità: Un LDS deve assicurarà chì a perdita di fluidu risultatu da una fuga hè u più chjuca pussibuli. Questu pone dui esigenze nantu à u sistema: deve detectà picculi filtrazioni, è deve detectà rapidamente.
Affidabilità: L'utente deve esse capaci di cunfidassi in u LDS. Questu significa chì deve raportà currettamente qualsiasi alarme veru, ma hè ugualmente impurtante chì ùn genera micca falsi alarmi.
Precisione: Alcuni LDS sò capaci di calculà u flussu di fuga è u locu di filtrazione. Questu deve esse fattu cù precisione.
Robustità: U LDS deve cuntinuà à opera in circustanzi micca ideali. Per esempiu, in casu di fallimentu di un transducer, u sistema duverà rilevà u fallimentu è continuà à operare (possibbilmente cù compromessi necessarii cum'è sensibilità ridotta).

Cundizioni stabile è transitori

Durante e cundizioni di stabile, u flussu, e pressioni, ecc, in u pipeline sò (più o menu) custanti cù u tempu. Durante e cundizioni transitori, sti variàbili ponu cambià rapidamente. I cambiamenti si propaganu cum'è l'onda attraversu a pipeline cù a velocità di u sonu di u fluidu. E cundizioni transitorie si sviluppanu in una pipeline per esempiu à u start-up, se a pressione à l'ingressu o l'outlet cambia (ancu se u cambiamentu hè chjucu), è quandu un batch cambia, o quandu parechji prudutti sò in pipeline. I pipeline di gas sò quasi sempre in cundizioni transitori, perchè i gasi sò assai cumpressibili. Ancu in i pipeline liquidi, l'effetti transitori ùn ponu esse disprezzi a maiò parte di u tempu. LDS duverebbe permette a rilevazione di fughe per e duie cundizioni per furnisce a rilevazione di i fuglii in tuttu u tempu d'operazione di a pipeline.

LDS basati internamente

I sistemi basati internamente utilizanu l'instrumentazione di campu (per esempiu per u flussu, a pressione è a temperatura di u fluidu) per monitorà i parametri interni di u pipeline; questi parametri di pipeline sò successivamente aduprati per inferisce una fuga. U costu di u sistema è a cumplessità di LDS basati internamente sò moderate perchè utilizanu strumentazione di campu esistente. Stu tipu di LDS hè adupratu per i requisiti di sicurezza standard.

Monitoring di pressione / flussu

Una fuga cambia l'idraulica di a pipeline, è dunque cambia a lettura di pressione o di u flussu dopu qualchì tempu. U monitoraghju lucale di pressione o flussu solu in un puntu pò dunque furnisce una semplice rilevazione di fuga. Cumu hè fattu in u locu hè necessariu in principiu micca telemetria. Sò utili solu in cundizioni ferma, in ogni modu, è a so capacità per trattà cù i pipeline di gas hè limitata.

Onde di Pressione Acustica

U metudu di l'onda di pressione acustica analizza l'onde di rarefazione prodotte quandu si verifica una perdita. Quandu si verifica una rottura di i muri di una pipeline, u fluidu o u gas scappa in forma di un jet à alta velocità. Questu produce onde di pressione negativa chì si propaganu in entrambe e direzzioni in u pipeline è ponu esse rilevate è analizate. I principii di funziunamentu di u metudu sò basati nantu à a caratteristica assai impurtante di l'onde di pressione per viaghjà à lunghe distanze à a velocità di u sonu guidata da i muri di u pipeline. L'ampiezza di una onda di pressione aumenta cù a dimensione di a fuga. Un algoritmu matematicu cumplessu analizza i dati da i sensori di pressione è hè capace in pochi secondi di indicà a posizione di a fuga cun precisione inferiore a 50 m (164 ft). I dati sperimentali anu mostratu a capacità di u metudu per rilevà perdite menu di 3mm (0.1 pollici) di diametru è operà cù u più bassu tassu di falsa alarma in l'industria - menu di 1 falsa alarma à l'annu.

Tuttavia, u metudu ùn hè incapace di detectà una fuga continua dopu l'avvenimentu iniziale: dopu a rottura di u muru di a pipeline (o a rupture), l'onda di pressione iniziale diminuisce è nessuna onda di pressione sussegwenti hè generata. Per quessa, se u sistema ùn riesce à detectà a fuga (per esempiu, perchè l'onda di pressione hè stata mascherata da onda di pressione transitiva causata da un avvenimentu operativu, cume un cambiamentu di pressione di bombe o di commutazione di valvula), u sistema ùn detecterà a fuga in corso.

Metudi di equilibriu

Sti metudi sò basati annantu à u principiu di a cunservazione di massa. In u statu fermu, u flussu di massa $\ puntu {M} _I$ entrata in una pipeline senza falla equilibrà u flussu di massa $\ puntu {M} _O$ lassannu; ogni goccia di massa lasciando a pipeline (desequilibri di massa) $\ puntu {M} _I - \ dot {M} _O$ ) indica una fuga. Metodi di equilibriu misura $\ puntu {M} _I$ e $\ puntu {M} _O$ aduprendu flowmeters è infine calculanu u sbilanciu chì hè una stima di u scuru di u scuru veru, scunnisciutu. Comparazione di stu desequilibriu (tipicamente monitoratu durante unepoche di periodi) cun un umbral di allarme di fuga $\ gamma$ genera una alarma se stu sbilanciu monitoratu. I metudi di bilanciamentu avanzati tenenu in più in contu u tassu di cambiamentu di l'inventariu di massa di u pipeline. I nomi chì sò aduprati per e tecniche di bilanciu di linea migliorate sò u bilanciu di volumi, u bilanciu di volumi modificatu è u bilanciu di massa compensatu.

Metodi statistichi

LDS statistichi utilizanu metudi statistichi (per esempiu, da u campu di a teoria di a decisione) per analizà pressione / flussu in un solu puntu o u sbilanciu per rilevà una fuga. Questu porta à l'uppurtunità di ottimizà a decisione di fugida se alcune supposizioni statistiche tenenu. Un approcciu cumunu hè l'usu di a prucedura di prova d'ipotesi

\ text {Ipotesi} H_0: \ text {No leak}

\ text {Ipotesi} H_1: \ text {Leak}

Questa hè una prublema di rilevazione classica, è ci sò diverse soluzioni cunnisciute da statistiche.

Metudi RTTM

RTTM significa "Modellu Transitoriu in Tempo Reale". RTTM LDS utilizanu mudelli matematichi di u flussu in una pipeline aduprendu leggi fisiche di basa cum'è cunservazione di massa, cunservazione di momentum è cunservazione di energia. I metudi RTTM ponu esse visti cum'è un rinfurzamentu di i metudi di bilanciamentu cume utilizanu in più u principiu di cunservazione di l'impetu è l'energia. Un RTTM permette di calculà u flussu di massa, a pressione, a densità è a temperatura in ogni puntu longu à u pipeline in tempu reale cù l'aiutu di algoritmi matematichi. RTTM LDS pò mudellà facilmente u statu stabile è u flussu transitoriu in una pipeline. Utilizendu a tecnulugia RTTM, e perdite ponu esse rilevate durante e condizioni stabilite è transitorie. Cù una strumentazione chì funziona currettamente, i tassi di fughe ponu esse stimati funzionalmente aduprendu e formule dispunibili.

Metudi di E-RTTM

Flussu di signale Modellu Transitori in Real-Time Estensiu (E-RTTM)

E-RTTM significa "Modellu transitoriu in tempu reale", aduprendu a tecnulugia RTTM cù metudi statistichi. Dunque, a rilevazione di perdite hè pussibile durante u statu stabile è a situazione transitoria cun alta sensibilità, è falsi allarmi seranu evitati aduprendu metudi statistichi.

Per u metudu residuale, un modulu RTTM calcula l'estimazioni $\ hat {\ dot {M}} _ I$ , $\ hat {\ dot {M}} _ O$ per MASS FLOW rispettivamente in entrata è presa. Questu pò esse fatta cù e misura per prissioni è temperatura à l'ingressu ( $p_I$ , $T_I$ ) è outlet $p_O$ , $T_O$ ). Sti flussi di massa stimati sò paragunati cù i flussi di massa misurati $\ puntu {M} _I$ , $\ puntu {M} _O$ , rendendu i residue $x = \ dot {M} _I - \ hat {\ dot {M}} _ I$ e $y = \ dot {M} _O - \ hat {\ dot {M}} _ O$ . Questi residuali sò vicinu à u zero s'ellu ùn ci hè micca filtrazione; altrimenti i residualità mostranu una signatura caracteristica. In u prossimu passu, i residue sò sughjetti di una analisi di a firma di filtrazione. Stu modulu analizeghja u so cumpurtamentu tempurale estraciendu è paragunendu a signatura di filtrazione cù firme di fuga in una basa di dati ("impronta digitale"). L'allarme pèrdita hè dichjaratu se a signatura di fuga estrarata coincide cù l'impronta digitale.

LDS esternamente basatu

Sistemi basati esternamente utilizanu sensori lucali dedicati. Tali LDS sò altamente sensibili è precisi, ma u costu di u sistema è a cumplessità di l'installazione sò di solitu assai alti; l'applicazioni sò dunque limitate à e zone speziale à risicu elevatu, per esempiu vicinu à i fiumi o à e zone di prutezzione di a natura.

Cavu di Rilevazione di Caccia Digitale

I Cavi di Sensu Digitale sò custituiti da una treccia di cunduttori interni semi-permeabili protetti da una treccia in forma isolante permeable. Un segnu elettricu hè passatu ancu à i cunduttori interni è hè monitoratu da un microprocessore inbuilt in u connettore di u cable. I fluidi fugliali passanu da a braid permeable esterna è facenu cuntattu cù i cunduttori semi-permeabili interni. Questa causa un cambiamentu di e proprietà elettriche di u cable chì hè rilevatu da u microprocessore. U microprocessatore pò situà u fluidu à una risoluzione di 1 metru longu à a so larga è furnisce un signalu adattatu à i sistemi di sorveglianza o operatori. I cattivi di u sensu ponu esse impannillati intornu cundutti, sottumessi sottupignati cù pipelines o stallati cumu cunfigurazione pipe-in-pipe.

Prughjettu di Pipeline Radiometricu Infrared

Termogramma aereo di pipeline di petroliu di paese cruciatu chì revela a contaminazione di a superficia causata da una fuga

Pruvenzi termografici infrarossi di pipeline si sò dimustrati à tempu à tempu pricisi è efficienti in a rilevazione è a localizazione di perdite sotturface di pipeline, spazii causati da l'erosione, isolamentu di u pipeline deterioratu, è scarsu riempimentu. Quandu una fuga di pipeline hà permessu à un fluidu, cum'è l'acqua, di formà una piuma vicinu à un pipeline, u fluidu hà una cunduttività termica diversa da u terrenu seccu o di u rimbombu. Questu serà riflessu in diversi schemi di temperatura superficiale sopra u locu di fuga. Un radiometru infrarossu à alta risoluzione permette di scansione di zone intere è di esse visualizati i dati resultanti cum'è maghjine cù zone di temperature diverse designate da toni grigi diversi nantu à una maghjina nera è bianca o da vari culori nantu à una maghjina di culore. Stu sistema misura solu i schemi di energia superficiale, ma i schemi chì sò misurati nantu à a superficia di u tarrenu sopra à un cunduttu sepoltu ponu aiutà à dimustrà induve si formanu perdite di cundutti è i vacanti di erosione resultanti; rileva prublemi prufondi finu à 30 metri sottu a superficia di u tarrenu.

Detettori di emissioni acustiche

E fuglienti liquidi creanu un signale acusticu mentre passanu per un burato in u pipe. Sensori acustici appiccicati à l'esterno di u pipeline creanu una "impronta" acustica basica di a linea da u rumore internu di a pipeline in u so statu micca dannighjata. Quandu si produce una filtrazione, un signale acusticu risultatu di bassa frequenza hè rilevatu è analizatu. E deviazioni da a "impronta digitale" basale signalanu una alarma. Avà i sensori anu megliu accunciamentu cù a selezzione di banda di frequenza, selezione di intervalli di ritardu di tempu, eccu chì rende i grafici più distinti è facili da analisi. Ci sò altre manere di rilevà e fuga. I telefoni geografichi in terra cun arranjamentu di filtru sò assai utili à precisà u locu di fuga. Salvà u costu di scavazione. U jet d'acqua in a terra colpisce in u muru internu di a terra o di cimentu. Questu hà da creà un rumore debule. Issu rumore decaerà mentre ghjunghjenu à a superficia. Ma u sonu massimu pò esse coltu solu annantu à a posizione di fuga. Amplificatori è filtru aiuta à ottene u rumore chjaru. Certi tipi di gasi ingressu in a linea di pipi creanu una sorta di sonu quandu abbandunate u tubu.

Tubi à sensibilità di vapore

U metudu di rilevazione di perdite di tubi sensibili à u vapore implica l'installazione di un tubu per tutta a lunghezza di u pipeline. Stu tubu - in forma di cavu - hè altamente permeabile à e sostanze da rilevà in l'applicazione particulare. S'ellu si verifica una fuga, e sostanze da misurà entranu in cuntattu cù u tubu in forma di vapore, gasu o sciolti in acqua. In casu di una fuga, una parte di a sostanza fugace diffonde in u tubu. Dopu un certu periodu di tempu, l'internu di u tubu produce una maghjina accurata di e sostanze chì circundanu u tubu. Per analizà a distribuzione di cuncentrazione prisente in u tubu sensore, una pompa spinge a colonna d'aria in u tubu passendu una unità di rilevazione à una velocità costante. L'unità rilevatore à a fine di u tubu di sensori hè dotata di sensori di gas. Ogni aumentu di a cuncintrazione di gas risultati in un "piccu di fuga" pronunziatu.

Rilevamentu di fuga in fibra ottica

Almenu dui metudi di rilevamentu di fuga in fibra ottica sò in cummercializazione: Sensazione di Temperatura Distribuita (DTS) è Sensazione Acustica Distributa (DAS). U metudu DTS implica l'installazione di un cable in fibra ottica à longu di a pipeline chì hè stata monitorizata. I sustanzi chì deve esse misurati venenu in cuntattu cù u cable quandu una fuga, cambia a temperatura di u cable è cambia a riflessione di u polu di raghju laser, signalendu una fuga. A posizione hè cunnisciuta misurendu u ritardu di tempu trà u emissione di u laser è quandu a riflessione hè rilevata. Questa funziona solu se a sustanza si trova à una temperatura differenti da l'ambienti ambientali. Inoltre, a tecnica di sensibilizazione di temperatura di fibra ottica distribuita offre a pussibilità di misurà a temperatura longu a pipeline. Scanning tutta a lunghezza di a fibra, u prufilu di temperatura à longu a fibra hè determinatu, purtendu à a rilevazione di fughe.

U metudu DAS implica una installazione simile di cable fibre-otticu in tutta a lunghezza di a pipeline à esse monitorizata. Vibrazioni causate da una sustanza chì abbanduneghja u pipeline via una fuga cambia u riflessu di u polu di u raghju laser, signalendu una fuga. A posizione hè cunnisciuta misurendu u ritardu di tempu trà quandu u pulsu laser hè statu emessu è quandu u riflessu hè rilevatu. Questa tecnica pò ancu esse cumminata cù u metudu di Sensazione di Temperatura Distribuita per furnisce un prufilu di temperatura di a pipeline.