Detección de fugas

by Enxeñaría Delta / Venres, 25 marzo 2016 / Publicado en Alta tensión

Oleoduto detección de fugas úsase para determinar se e nalgúns casos onde se produciu unha fuga en sistemas que conteñen líquidos e gases. Os métodos de detección inclúen probas hidrostáticas tras a erección de tubería e detección de fugas durante o servizo.

As redes de pipeline son o modo de transporte máis económico e seguro para o petróleo, os gases e outros produtos fluídos. Como medio de transporte de longa distancia, os oleoductos teñen que cumprir altas esixencias de seguridade, fiabilidade e eficiencia. Se se mantén correctamente, as tubaxes poden durar indefinidamente sen fugas. As fugas máis importantes que se producen son causadas por danos nos equipos de escavación próximos, polo que é fundamental chamar ás autoridades antes da escavación para asegurarse de que non hai tubaxes soterradas nas proximidades. Se non se mantén correctamente unha tubaxe, pode comezar a corroírse lentamente, particularmente en xuntas de construción, puntos baixos onde se recolle a humidade ou lugares con imperfeccións na tubaxe. Con todo, estes defectos poden ser identificados por ferramentas de inspección e corrixidos antes de que progresan a un escape. Outros motivos de fugas inclúen accidentes, movemento de terra ou sabotaxe.

O propósito principal dos sistemas de detección de fugas (LDS) é axudar aos controladores de pipeline na detección e localización de fugas. LDS proporciona unha alarma e mostra outros datos relacionados aos controladores de pipeline para axudar á toma de decisións. Os sistemas de detección de fugas de pipeline tamén son beneficiosos porque poden mellorar a produtividade e a fiabilidade do sistema grazas a tempo de inactividade reducido e tempo de inspección reducido. O LDS é polo tanto un aspecto importante da tecnoloxía de pipeline.

Segundo o documento da API "RP 1130", os LDS divídense en LDS con base interna e LDS baseados externamente. Os sistemas baseados internamente utilizan instrumentación de campo (por exemplo, sensores de caudal, presión ou temperatura do fluído) para controlar os parámetros internos da canalización. Os sistemas baseados externamente tamén utilizan instrumentación de campo (por exemplo, radiómetros infravermellos ou cámaras térmicas, sensores de vapor, micrófonos acústicos ou cables de fibra óptica) para controlar os parámetros externos da canalización.

Normas e regulamentos

Algúns países regulan formalmente o funcionamento de gasodutos.

API RP 1130 "Monitorización computacional de pipeline para líquidos" (EUA)

Esta práctica recomendada (RP) céntrase no deseño, implementación, probas e operación de LDS que utilizan un enfoque algorítmico. O propósito desta práctica recomendada é axudar ao operador de canalizacións a identificar cuestións relevantes para a selección, implementación, probas e funcionamento dun LDS. Os LDS clasifícanse en baseados internamente e externamente. Os sistemas baseados internamente utilizan instrumentación de campo (por exemplo, para o caudal, a presión e a temperatura do fluído) para controlar os parámetros internos do gasoduto; estes parámetros da canalización úsanse posteriormente para inferir unha fuga. Os sistemas baseados externamente utilizan sensores locais dedicados.

TRFL (Alemaña)

TRFL é a abreviatura de "Technische Regel für Fernleitungsanlagen" (Regra técnica para sistemas de canalización). O TRFL resume os requisitos para que as canalizacións estean suxeitas á normativa oficial. Abarca os oleodutos que transportan líquidos inflamables, os oleodutos que transportan líquidos perigosos para a auga e a maioría dos oleodutos que transportan gas. Requírense cinco tipos diferentes de funcións LDS ou LDS:

Dous LDS independentes para detección de baleirado continuo durante a operación de estado estacionario. Un destes sistemas ou outro adicional tamén deben ser capaces de detectar fugas durante a operación transitoria, por exemplo durante a posta en marcha do gasoduto.
Un LDS para a detección de fugas durante a operación de peche
Un LDS para filtracións rampantes
Un LDS para a localización rápida de fugas

requisitos

API 1155 (substituído pola API RP 1130) define os seguintes requisitos importantes para un LDS:

Sensibilidade: Un LDS debe asegurar que a perda de fluído como resultado dunha fuga sexa o menor posible. Isto sitúa dous requisitos no sistema: debe detectar pequenas fugas e debe detectalas rapidamente.
Fiabilidade: O usuario debe ser capaz de confiar no LDS. Isto significa que debe informar correctamente sobre calquera alarma real, pero é igualmente importante que non xere falsas alarmas.
Precisión: Algúns LDS son capaces de calcular o fluxo e a situación de escape. Isto debe facerse con precisión.
Robusteza: o LDS debe seguir funcionando en circunstancias non ideais. Por exemplo, no caso dun fallo do transductor, o sistema debería detectar o fallo e seguir funcionando (posiblemente con compromisos necesarios como sensibilidade reducida).

Condicións de estado estacionario e transitorias

Durante condicións de estado estacionario, o caudal, as presións, etc. no tubo son (máis ou menos) constantes ao longo do tempo. Durante as condicións transitorias, estas variables poden cambiar rapidamente. Os cambios propágense como ondas a través do gasoduto coa velocidade de son do fluído. As condicións transitorias ocorren nun oleoduto, por exemplo, na posta en marcha, se a presión na entrada ou saída cambia (aínda que o cambio é pequeno), e cando un lote cambia ou cando hai varios produtos no gasoduto. Os gasoductos están case sempre en condicións transitorias, porque os gases son moi comprimibles. Incluso nos tubos líquidos, os efectos transitorios non se poden ignorar a maior parte do tempo. O LDS debería permitir a detección de fugas en ambas as condicións para proporcionar a detección de fugas durante todo o tempo de funcionamento do gasoduto.

LDS baseado internamente

Visión xeral sobre LDS baseados internamente

Os sistemas baseados internamente utilizan instrumentación de campo (por exemplo, para o caudal, a presión e a temperatura do fluído) para controlar os parámetros internos do gasoduto; estes parámetros da canalización úsanse posteriormente para inferir unha fuga. O custo do sistema e a complexidade dos LDS baseados internamente son moderados porque utilizan a instrumentación de campo existente. Este tipo de LDS úsase para requisitos de seguridade estándar.

Monitorización da presión / caudal

Unha fuga cambia a hidráulica do gasoduto e, polo tanto, cambia a lectura ou a presión despois dun tempo. O control local da presión ou do fluxo en só un punto pode, polo tanto, proporcionar unha simple detección de fugas. Como se fai localmente, en principio non se precisa telemetría. Só é útil en condicións de estado estacionario, e a súa capacidade para tratar con gasoductos é limitada.

Ondas de presión acústica

O método das ondas de presión acústica analiza as ondas de rarefacción producidas cando se produce unha fuga. Cando se produce unha avaría na parede dunha canalización, o fluído ou o gas escapan en forma de chorro de alta velocidade. Isto produce ondas de presión negativas que se propagan en ambas direccións dentro do gasoduto e poden ser detectadas e analizadas. Os principios de funcionamento do método baséanse na moi importante característica das ondas de presión para viaxar a longas distancias á velocidade do son guiada polas paredes do gasoduto. A amplitude dunha onda de presión aumenta co tamaño da fuga. Un complexo algoritmo matemático analiza os datos dos sensores de presión e pode en cuestión de segundos sinalar a localización da fuga cunha precisión inferior a 50 m (164 pés). Os datos experimentais demostraron a capacidade do método para detectar fugas de menos de 3 mm (0.1 polgadas) de diámetro e operar coa taxa de alarma falsa máis baixa da industria, menos dunha falsa alarma ao ano.

Non obstante, o método é incapaz de detectar unha fuga continua despois do suceso inicial: despois da avaría (ou ruptura) da parede da tubería, as ondas de presión iniciais diminúen e non se xeran ondas de presión posteriores. Polo tanto, se o sistema non detecta a fuga (por exemplo, porque as ondas de presión estiveron enmascaradas por ondas de presión transitorias causadas por un evento operativo como un cambio na presión de bombeo ou a conmutación de válvulas), o sistema non detectará a fuga en curso.

Métodos de equilibrio

Estes métodos baséanse no principio de conservación da masa. En estado constante, o fluxo masivo $\ punto {M} _I$ entrar nunha tubaxe sen fugas equilibrará o fluxo masivo $\ punto {M} _O$ deixándoo; calquera caída de masa deixando o gasoduto (desequilibrio masivo) $\ dot {M} _I - \ dot {M} _O$ ) indica unha fuga. Medición dos métodos de equilibrio $\ punto {M} _I$ $\ punto {M} _O$ usando caudalímetros e finalmente calcula o desequilibrio que é unha estimación do fluxo de fuga verdadeiro descoñecido. Comparando este desequilibrio (normalmente controlado durante varios períodos) cun limiar de alarma de filtración $\ gamma$ xera unha alarma se se controla este desequilibrio. Os métodos de equilibrio mellorados teñen en conta ademais a taxa de cambio do inventario masivo do gasoduto. Os nomes que se usan para técnicas melloradas de equilibrio de liña son balance de volume, balance de volume modificado e balance de masa compensado.

Métodos estatísticos

Os LDS estatísticos usan métodos estatísticos (por exemplo, desde o campo da teoría da decisión) para analizar a presión / fluxo nun só punto ou o desequilibrio para detectar unha fuga. Isto leva á oportunidade de optimizar a decisión de filtración se se manteñen algúns supostos estatísticos. Un enfoque común é o uso do procedemento de proba de hipótese

\ text {Hipótese} H_0: \ text {Sen fuga}

\ text {Hipótese} H_1: \ text {Fuga}

Este é un problema de detección clásico, e hai varias solucións coñecidas polas estatísticas.

Métodos RTTM

RTTM significa "Modelo transitorio en tempo real". RTTM LDS usa modelos matemáticos do fluxo dentro dun gasoduto empregando leis físicas básicas como a conservación da masa, a conservación do momento e a conservación da enerxía. Os métodos RTTM pódense ver como unha mellora dos métodos de equilibrio xa que utilizan ademais o principio de conservación do impulso e a enerxía. Un RTTM permite calcular o fluxo de masa, a presión, a densidade e a temperatura en cada punto ao longo do gasoduto en tempo real coa axuda de algoritmos matemáticos. RTTM LDS pode modelar facilmente o fluxo estacionario e transitorio nun gasoduto. Usando a tecnoloxía RTTM, pódense detectar fugas en condicións estacionarias e transitorias. Coa instrumentación que funciona correctamente, as taxas de fuga pódense estimar funcionalmente empregando as fórmulas dispoñibles.

Métodos E-RTTM

Fluxo de sinal Modelo de transición en tempo real estendido (E-RTTM)

E-RTTM significa "Modelo transitorio en tempo real estendido", usando tecnoloxía RTTM con métodos estatísticos. Así, a detección de fugas é posible durante o estado estacionario e transitorio con alta sensibilidade e evitaranse falsas alarmas mediante métodos estatísticos.

Para o método residual, un módulo RTTM calcula estimacións $\ hat {\ dot {M}} _ I$ , $\ hat {\ dot {M}} _ O$ para MASS FLOW na entrada e saída, respectivamente. Isto pódese facer usando medicións de presión e temperatura na entrada ( $p_I$ , $T_I$ ) e saída ( $p_O$ , $T_O$ ). Estes fluxos de masa estimados compáranse cos fluxos de masa medidos $\ punto {M} _I$ , $\ punto {M} _O$ , producindo os residuos $x = \ dot {M} _I - \ hat {\ dot {M}} _ I$ $y = \ dot {M} _O - \ hat {\ dot {M}} _ O$ . Estes residuos son case cero se non hai fugas; se non, os residuos presentan unha sinatura característica. Nun seguinte paso, os residuos son obxecto dunha análise de sinatura de filtracións. Este módulo analiza o seu comportamento temporal extraendo e comparando a firma de filtración con sinaturas de fuga nunha base de datos ("pegada dixital"). A alarma de filtración declárase se a firma de filtración extraída coincide coa pegada dactilar.

LDS baseado externamente

Os sistemas baseados externamente utilizan sensores locais dedicados. Tales LDS son moi sensibles e precisos, pero o custo do sistema e a complexidade da instalación adoitan ser moi elevados; as aplicacións limítanse, por tanto, a áreas especiais de alto risco, por exemplo, preto de ríos ou áreas de protección da natureza.

Cable dixital de detección de fugas de aceite

Os cables de sentido dixital consisten nunha trenza de condutores internos semi-permeables protexidos por unha trenza illada permeable. Un sinal eléctrico é transmitido por conductores internos e é controlado por un microprocesador incorporado no conector do cable. Os fluídos que se escapan pasan pola trenza permeable externa e entran en contacto cos condutores semi-permeables internos. Isto provoca un cambio nas propiedades eléctricas do cable que detecta o microprocesador. O microprocesador pode localizar o fluído dentro dunha resolución dun metro ao longo da súa lonxitude e proporcionar un sinal adecuado aos sistemas de control ou operadores. Os cables de sentido poden envolverse en tuberías, soterrar superficialmente con tubaxes ou instalarse como configuración de tubo en tubo.

Ensaios de canalización radiométrica por infravermellos

Termograma aéreo do oleoduto cruzado enterrado que revela a contaminación subsuperficial causada por unha fuga

As probas de tubaxes termográficas por infravermellos demostraron ser precisas e eficaces á hora de detectar e localizar fugas de tubaxes subterráneas, baleiros causados pola erosión, o illamento da canalización deteriorado e un recheo deficiente. Cando unha fuga de canalización permitiu a un fluído, como a auga, formar un penacho preto dun gasoduto, o fluído ten unha condutancia térmica diferente á do solo seco ou ao recheo. Isto reflectirase en diferentes patróns de temperatura superficial por encima do lugar de fuga. Un radiómetro infravermello de alta resolución permite escanear áreas enteiras e amosar os datos resultantes como imaxes con áreas de diferentes temperaturas designadas por diferentes tons de gris nunha imaxe en branco e negro ou por varias cores nunha imaxe en cor. Este sistema mide só os patróns de enerxía superficial, pero os patróns que se miden na superficie do chan por encima dunha tubaxe enterrada poden axudar a amosar onde se forman as fugas da tubaxe e os baleiros de erosión resultantes; detecta problemas tan profundos como 30 metros baixo a superficie do chan.

Detectores de emisión acústica

O escape de líquidos crea un sinal acústico ao pasar por un burato na tubaxe. Os sensores acústicos colocados ao exterior do gasoduto crean unha base de impresión acústica de liña base da liña a partir do ruído interno do gasoduto no seu estado indemne. Cando se produce unha fuga, detéctase e analízase un sinal acústico de baixa frecuencia. As desviacións da "impresión dixital" base son unha alarma. Agora os sensores teñen mellor arranxo coa selección de bandas de frecuencias, selección de intervalos de demora, etc. Isto fai que os gráficos sexan máis distintos e fáciles de analizar. Existen outras formas de detectar fugas. Os xeo-teléfonos terrestres con arranxo de filtros son moi útiles para identificar a localización das fugas. Aforra o custo da escavación. O chorro de auga no solo golpea a parede interna do solo ou formigón. Isto creará un ruído débil. Este ruído decaerá mentres sae á superficie. Pero o son máximo só se pode coller na posición de fuga. Os amplificadores e filtros axudan a sacar ruído. Algúns tipos de gases introducidos na tubería crearán unha serie de sons ao saír do tubo.

Tubos sensibles ao vapor

O método de detección de fugas do tubo con detección de vapor implica a instalación dun tubo ao longo de toda a lonxitude da tubaxe. Este tubo, en forma de cable, é altamente permeable ás substancias que se detectan na aplicación en particular. Se se produce unha fuga, as substancias a medir entran en contacto co tubo en forma de vapor, gas ou disoltas na auga. En caso de fuga, parte da substancia que se escapa difunde no tubo. Despois dun certo período de tempo, o interior do tubo produce unha imaxe precisa das substancias que o rodean. Co fin de analizar a distribución da concentración presente no tubo do sensor, unha bomba empurra a columna de aire no tubo máis alá dunha unidade de detección a unha velocidade constante. A unidade detectora ao final do tubo do sensor está equipada con sensores de gas. Cada aumento na concentración de gas resulta nun pronunciado "pico de fuga".

Detección de fugas de fibra óptica

Están a comercializarse polo menos dous métodos de detección de fugas de fibra óptica: a distribución de temperatura (DTS) e a detección acústica distribuída (DAS). O método DTS implica a instalación dun cable de fibra óptica ao longo da lonxitude da tubería. As substancias a medir entran en contacto co cable cando se produce unha fuga, cambiando a temperatura do cable e cambiando o reflexo do pulso do raio láser, sinalando unha fuga. Coñécese a localización medindo o atraso de tempo entre cando se emitiu o pulso láser e cando se detecta o reflexo. Isto só funciona se a sustancia está a unha temperatura diferente do ambiente ambiente. Ademais, a técnica de detección de temperatura de fibra óptica distribuída ofrece a posibilidade de medir a temperatura ao longo do tubo. Analizando toda a lonxitude da fibra, determínase o perfil de temperatura ao longo da fibra, dando lugar á detección de fugas.

O método DAS implica unha instalación semellante de cable de fibra óptica ao longo da lonxitude da tubería. As vibracións provocadas por unha sustancia que sae do tubo por unha fuga cambia o reflexo do pulso do raio láser, sinalando unha fuga. Coñécese a localización medindo o atraso de tempo entre cando se emitiu o pulso láser e cando se detecta o reflexo. Esta técnica tamén se pode combinar co método de detección de temperatura distribuído para proporcionar un perfil de temperatura do tubo.