DE102012002643A1

DE102012002643A1 - Autarkes, ortsveränderliches Inline- Messgerät zur Detektion und Aufzeichnung von Leckagen in Gas- und Flüssiggaspipelines.

Info

Publication number: DE102012002643A1
Application number: DE201210002643
Authority: DE
Inventors: Stefan Raßmann; Dirk Lambertus; Thomas Karsten
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2012-02-08
Filing date: 2012-02-08
Publication date: 2013-08-08

Abstract

Die in der Praxis angewendeten Messmethoden zur Detektion eines Lecks in einer Gas- und Flüssiggaspipeline gliedern sich in handgeführte Messsonden, stationäre Systeme und Drucktest auf. Da eine Pipeline mehrere Kilometer Länge aufweisen und überbaut sein kann ist eine Prüfung mit handgeführten Messsonden nicht praktikabel. Stationäre Systeme auf bestehenden Pipelines einzurichten ist nicht wirtschaftlich und Drucktests unterbrechen den regulären Betrieb der Pipeline für mehrere Tage. Das Messgerät dient zur Erfassung und Speicherung von Daten, die durch Sensoren für Temperatur, Temperaturstrahlung, Schallmessung, Wegmessung und Druck generiert werden, es befindet sich in einem druckfesten Körper der mit dicht an der Rohrinnenwandung der Pipeline anliegenden Manschetten ausgestattet ist und wird, innerhalb der Pipeline, mit dem Förderstrom des Mediums bewegt. Es werden Leckagen erkannt, dem zurückgelegten Weg und Zeit zugeordnet und auf einem nichtflüchtigen Speichern abgelegt der nach beendeter Messfahrt ausgelesen werden kann. Die Auswertung erfolgt mittels einer speziellen Software zur tabellarischen und grafischen Darstellung der Messdaten. Das Messgerät ermöglicht die Überprüfung einer Pipeline ohne jegliche Unterbrechung des Förderstroms. Es können mehrere hundert Kilometer Pipeline ohne Unterbrechung auf Leckagen untersucht werden.

Description

Die beschriebene Erfindung stellt ein komplexes Messgerät dar, welches in der Lage ist, mittels geeigneter Sensoren, innerhalb einer Gas- oder Flüssiggaspipeline, selbsttätig Messwerte aufzunehmen und diese auf einem nichtflüchtigen elektronischen Speicher abzulegen. Durch die Auswertung der gespeicherten Messwerte, mittels einer hier zu erstellten Software, ist eine Aussage zur Dichtigkeit der Pipeline möglich.
Es ist bekannt, Leckagen in Gas- und Flüssiggaspipelines durch geeignete Messgeräte aufzuspüren. Hierzu zählen Messgeräte die anhand unterschiedlichster Messprinzipien und Sensoren ein Gas erkennen können. Wie zum Beispiel: Resistive Sensoren, Chemo-Resistor Sensor, Anorganischer Metalloxid-Halbleiter (MOX), Festkörper-Ionenleiter, Chemo-Transistor auch Polymer-Feldeffekttransistor genannt, Elektrochemische Zelle wie Clark-Elektrode oder Brennstoffzelle, Thermische Sensoren, Thermochemische Sensoren, Thermisch-Physikalische Sensoren, Gravimetrische Sensoren, Sensoren zur Messung der akustische Oberflächenwelle und Optische Sensoren.
Die gebräuchlichsten Sensoren, insbesondere in handgeführten Messgeräten sind anorganische Metalloxid-Halbleiter (MOX), ihr Nachteil besteht darin, dass sie nur ein auf den Sensor abgestimmtes Gas detektieren können. Eine weitere Methode, insbesondere bei Lecksuche in Pipelines ist die Zugabe eines speziellen Prüfgases zum Medium in der Pipeline. Mittels Messgeräten die auf dieses Prüfgas reagieren ist hiermit die Auffindung einer Leckage möglich. Dieses Verfahren wird auch als stationäres Verfahren außerhalb von Pipelines verwendet, indem in Abständen die genannten Sensoren im näheren Umfeld der Pipeline verlegt oder montiert sind. Auch hier ist die Zusetzung des Prüfgases zur Leckdetektion erforderlich. Im handwerklichen Bereich findet meist eine akustische Lecksuche mittels Messgeräten mit einem hoch empfindlichen Mikrofon statt, mit dem hochfrequente Schallwellen detektiert und angezeigt werden können.
Ein weiteres Verfahren ist der Drucktest. Hierbei wird die Pipeline am Ende verschlossen, ein Prüfdruck mittels Pumpen aufgebaut und ebenfalls der Anfang der Pipeline durch Ventile verschlossen. Der anstehende Prüfdruck darf sich über einen Zeitraum von mehreren Stunden nur in einem vorher berechneten Rahmen verändern wenn die Pipeline kein Leck hat. Diese Prüfmethode ist logistisch sehr aufwendig, unsicher und setzt die Pipeline viele Stunden außer Betrieb. Das Verfahren ist ebenfalls nicht geeignet für kritische Gase bei den der Aggregatzustand zwischen flüssig und gasförmig schwankt, d. h. je nach Druck in der Pipeline, Verlegung der Pipeline im Tal oder auf dem Berg, kann das Medium flüssig oder gasförmig sein.
Ebenfalls möglich ist ein Druckdifferenztest mittels eines „Molches”. Dies ist ein Stahlkörper mit mehreren elastischen Scheiben die den Körper zur Pipelinewandung abdichten. Es werden mehrere Drucksignale mittels geeigneter Sensoren vor, zwischen und hinter den genannten elastischen Scheiben abgenommen und aus deren Abweichung zueinander eine mögliche Leckstelle erkannt. Dieses Verfahren ist nur für flüssige Medien geeignet und solange nutzbar wie das Medium auch aus der Pipeline ausströmen kann, es ist es auch im laufenden Betrieb der Pipeline nutzbar. Ebenfalls bekannt ist die Messung von Geräuschen ausströmender Flüssigkeiten mittels so genannter Lecksuchmolche, diese können aber nur eingesetzt werden wenn durch das ausströmende Medium die Leckage nicht vereist.
Alle bekannten Verfahren eignen sich nicht oder nur bedingt für die Erkennung von chemisch unterschiedlichen Medien oder unterschiedlichem Aggregatzustand. Hierzu ist zu erwähnen, dass ein aus der Pipeline austretendes Medium Geräusche erzeugt, dies aber nur so lange bis das durch die Abkühlung, Joule-Thomson-Effekt genannt, der Austrittsstelle eine Vereisung der Leckage eintritt, die bis zum totalen Verschluss der Leckage führen kann und somit kein Geräusch entsteht.
Insbesondere wenn es sich um unterirdische Pipelines handelt, ist eine externe und oberirdische Leckdedektion erst nach Durchdringung des Mediums durch die Erdschichten detektierbar.
Der im Patentanspruch 1 angegebenen Erfindung liegt das Problem zu Grunde, mittels geeigneter Sensoren das breite Spektrum der möglichen Auswirkungen einer Leckage in Gas- oder Flüssiggaspipelines zu erkennen und aufzuzeichnen.
Dieses Problem wird durch die im Patentanspruch 1 aufgeführten Merkmale, Generierung und Aufzeichnung der Daten für, Temperatur, Temperaturstrahlung, Schallmessung, Wegmessung und Druck gelöst.
Die mit der Erfindung erzielten Vorteile bestehen insbesondere darin, dass das Messgerät in der Lage ist Leckagen in Gas- oder Flüssiggaspipelines zu detektieren, sowohl bei akustischen als auch thermisch lokalisierbaren Defekten der Pipeline. Zu diesem Zweck verfügt das Messgerät über einen Temperatursensor der ständig die Temperatur des Mediums überwacht, einen Geräusch- oder Ultraschall-Sensor, im folgenden Hydrofon genannt, welcher ähnlich einem Mikrofon Schallwellen aufnehmen kann. Dieses Hydrofon wurde speziell für den hochfrequenten Bereich entwickelt und kann die durch Kavitation entstehenden Geräusche ausströmender Flüssigkeiten durch ein Leck detektieren. Da durch den Joule-Thomson-Effekt dem ausströmenden Medium Energie entzogen wird kann es nach gewisser Zeit zu einer kompletten Vereisung der Leckage führen, was bedingt, dass kein akustisches Signal zu Detektion zur Verfügung steht. Aus diesem Grund wurde ein weiterer Sensor, ein Temperaturstrahlungssensor, aus pyroelektrischen Kristallen, vorgesehen, der in der Lage ist Temperaturdifferenzen zu erkennen. Bei pyroelektrischen Kristallen handelt es sich um Ionenkristalle mit permanenter elektrischer Polarisation. Erwärmt man diese oder kühlt sie ab, so laden sich die gegenüberliegenden Flächen entgegengesetzt elektrisch auf, wobei man das sich beim Erwärmen positiv aufladende Ende analoger, das andere antloger Pol nennt. Die resultierende Spannungsdifferenz kann an den entsprechenden Kristallkanten sprich Oberflächen mit Elektroden abgegriffen werden. Aus der Kombination dieser vorgenannten Sensoren ist eine sichere Detektion einer Leckage in Gas- oder Flüssiggaspipelines möglich.
Eine vorteilhafte Ausstattung der Erfindung ist im Patenanspruch 2 angegeben. Durch den Einbau des Messgerätes Gas- oder Flüssiggaspipeline mit Temperaturmessung, Temperaturstrahlungssensor, Hydrofon sowie einer Druck- und Wegmessung in einen druckfesten Körper mit dicht an der Rohrinnenwandung der Pipeline anliegenden Manschetten ist es möglich das Messgerät ohne Unterbrechung des regulären Betriebes der Pipeline mittels einer sogenannten Molchschleuse in die Pipeline einzusetzen, den Messlauf durchzuführen und wie zuvor genannt zu entnehmen. Durch die konstruktive Anordnung der unterschiedlichen Sensoren an Front- und Rückseite des Messgerätes ist eine Verifizierung einer Leckage möglich. Durch die Aufzeichnung der Wegstrecke, auch Odometrierung genannt, kann eine Leckstelle in der Pipeline genau bestimmt werden.
Ein Ausführungsbeispiel der Erfindung ist in der Zeichnung dargestellt und wird im Folgenden näher beschrieben.
Es zeigt 1
Messgerät zur Detektion von Leckagen in Gas- und Flüssiggaspipelines
Das tragende Element des Messgerätes ist ein druckfester, rohrförmiger Körper (1) in dem die elektronischen Komponenten zur Wandlung und Speicherung aller generierten Daten und die Spannungsversorgung in Form einer Elektronikeinheit (2) untergebracht sind. Die auf dem rohrförmigen Körper (1) angebrachten Manschetten (3), auch Topfmanschetten genannt, aus elastischem und chemisch beständigen, elektrisch leitfähigen Material, werden dem Pipeline-Innendurchmesser entsprechend ausgewählt und dienen zum Vortrieb des Messgerätes in der Pipeline. Es ist kein zusätzlicher Antrieb vorhanden, das Messgerät bewegt sich mit der Geschwindigkeit des Mediums durch die Pipeline. An der Frontseite des Messgerätes befindet sich ein Sensorkopf (4) der einen pyroelekrischen Sensor beinhaltet mit dem die Temperaturstrahlung detektiert werden kann. Ähnlich einer Kamera blickt dieser Sensor ständig auf die Rohrinnenwandung und erzeugt bei Erkennung einer anders temperierten Stelle innerhalb der Rohrwandung ein Spannungssignal das im Sensorkopf (4) verstärkt, in ein Bussignal umgesetzt und anschließend in der Elektronikeinheit (2) gespeichert wird. Der Schutz des empfindlichen elektronischen Bauteils gegenüber dem hohen Druck innerhalb der Pipeline und dem aggressiven Medium erfolgt mittels einer Bor-Silikat Ronde (7) welche chemisch resistent aber für Temperaturstrahlung durchlässig ist.
In einem zweiten Sensorkopf (5) an der Rückseite des Messgerätes befinden sich der Drucksensor (8) und das Hydrofon (9).
Die Wegmessung erfolgt mittels sogenannter Odometerräder (10) deren Umfang genau definiert ist. Diese Odometerräder werden mittels einer Feder (11) und einer Schwinge (12) an die Innenwand der Pipeline gepresst. Bewegt sich das Messgerät in der Pipeline drehen sich die Odometerräder und es wird der zurückgelegte Weg anhand von Zählimpulsen, erzeugt durch einen im Rad befindlichen Magneten und an der Schwinge (12) befindlichen Reed-Kontakten, gemessen. Je Odometerrad sind zwei Reed-Kontakte in geringem Abstand verbaut, dies ermöglicht die Detektion der Bewegungsrichtung. Die Sensorköpfe (4) und (5) sowie Odometerräder (10) sind mit druckfesten Steckverbindungen mit der Elektronikeinheit (2) verbunden.
Zur Verwendung des Messgerätes wird dieses, vor dem Einsetzen in eine Pipeline, mittels eines Standard- Personalcomputers über eine standardisierte USB-Schnittstelle und eine für dieses Messgerät erstellte Software parametriert und gestartet. Der Startvorgang kann auch zu einem späteren Zeitpunkt erfolgen wenn dies durch lange Stand- oder Transportzeiten erforderlich ist. Hierzu ist im zusammengebauten Zustand des Messgerätes der Steckkontakt eines Odometerrades zu entfernen und ein besonders beschalteter Stecker kurzzeitig auf die Steckverbindung des Odometerrades an der Elektronikeinheit aufzustecken. Anschließend wird der Stecker des Odometerrades wieder aufgeschraubt.
Die Einbringung des Messgerätes in eine Pipeline erfolgt über eine sogenannte Molchschleuse, mit der auch Reinigungsmolche in die Pipeline eingesetzt werden. Dieser Vorgang erfolgt parallel zum Förderprozess des Mediums. Der Vorteil liegt hierbei darin, dass der kontinuierliche Transportprozess, auch Pumpleistung oder Förderstrom genannt, nicht unterbrochen werden muss. Durch öffnen und schließen bestimmter Ventile an der Pipeline wird das Messgerät in den Förderstrom gebracht und bis zum Bestimmungsort mit dem Medium transportiert. Diese Entfernung können mehrere hundert Kilometer oder zeitlich bis zu zehn Tage betragen. Dort wird das Messgerät ebenfalls in einer Molchschleuse aufgefangen und entnommen. Nach der Reinigung des Messgerätes wir die Elektronikeinheit dem druckfesten Behälter entnommen und steht zur Auswertung der Daten bereit. Durch Auslesen der generierten und gespeicherten Daten, mittels der zuvor beschriebenen Schnittstelle, aus der Elektronikeinheit und Verwendung dieser Daten in einer so genannten Auswertesoftware kann die Messfahrt tabellarisch und grafisch dargestellt werden. Leckagen sind hierbei markiert und deutlich zu erkennen.

Claims

Messgerät zur Detektion von Leckagen in Gas- und Flüssiggaspipelines, dadurch gekennzeichnet, dass mittels geeigneter Sensoren, Daten für Temperatur, Temperaturstrahlung, Schallmessung, Wegmessung und Druck generiert werden, die eine sichere Aussage über die Dichtigkeit von Gas- oder Flüssiggaspipelines geben, unabhängig von der chemischen Zusammensetzung des Mediums und dessen Aggregatzustandes.
Die Detektion von Leckagen innerhalb und ohne Unterbrechung des regulären Betriebes von Gas- oder Flüssiggaspipelines erfolgt, dadurch gekennzeichnet, dass sich das Messgerät in einem druckfesten Körper befindet der mit dicht an der Rohrinnenwandung der Pipeline anliegenden Manschetten ausgerüstet ist und der mit dem Förderstrom des Mediums bewegt wird, dabei Leckagen erkennen kann und durch die Anordnung der unterschiedlichen Sensoren eine Detektion einer Leckage erfolgen kann, diese dem zurückgelegten Weg und Zeit zuordnet und auf nichtflüchtigen Speicher ablegt wird.