DE60307014T2

DE60307014T2 - Detektion von Defekten in Erdgaspipelines

Info

Publication number: DE60307014T2
Application number: DE60307014T
Authority: DE
Inventors: John P. Rochester Spoonhower; Gustavo R. Rochester Paz-Pujalt; Janet M. Rochester Sherin; Martin G. Rochester Graen; Steven V. Rochester Stearns
Original assignee: ITT Manufacturing Enterprises LLC
Current assignee: ITT Manufacturing Enterprises LLC
Priority date: 2002-10-31
Filing date: 2003-10-22
Publication date: 2006-11-23
Anticipated expiration: 2023-10-23
Also published as: US20040088113A1; EP1416258B1; DE60307014D1; JP2004150636A; EP1416258A1; JP4544845B2; US7027924B2

Description

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf die Ferndetektion von Defekten in Erdgaspipelines.
Die Überwachung der Bodentopographie ist in der Technik bekannt. In vielen Fällen verfügt ein Luftfahrzeug oder ein Satellit über ein Bildaufnahmegerät wie etwa einen ladungsgekoppelten Bildwandler (CCD). In der Bodenüberwachung ist es besonders wünschenswert zu erkennen, ob in einem vom Menschen geschaffenen Gegenstand wie auf einer Straße, in einer Pipeline, einem Stromnetz oder sonstigen vom Menschen geschaffenen Konstruktionen von praktischem Belang ein Materialdefekt aufgetreten ist. Ist ein solcher festgestellt worden, so wird ermittelt, ob Abhilfemaßnahmen getroffen werden müssen. Oft wird die Bodentopographie von einer Suchmannschaft zu Lande, die ein Gelände mit einem Fahrzeug oder zu Fuß durchquert, visuell inspiziert, um festzustellen, ob ein Materialdefekt vorliegt. Auch Luftfotografiesysteme können für Bildaufnahmen des benachbarten Geländes verwendet werden. Diese Bilder werden dann darauf untersucht, ob ein Materialdefekt vorliegt.
Beim Suchen von Defekten in Gaspipelines stellt sich ein besonderes Problem, denn eine Pipeline ist im Allgemeinen unter der Bodenoberfläche vergraben. In solchen Fällen ist es schwierig, die Defekte in Pipelines direkt visuell zu begutachten. Allerdings wenn Defekte auftreten und durch das Entweichen des Inhalts der Pipeline offenbar werden, hinterlässt der entweichende Stoff eine Spur oder einen Hinweis, die/der ihn kennzeichnet. Im Allgemeinen werden Defekte in Pipelines derzeit dadurch ermittelt, dass Personen beauftragt werden, regelmäßig und kostenaufwändig mit Geräten zum Erkennen der Spur oder des Hinweises entlang der Pipeline laufen.
Es ist klar, dass Pipelines gewöhnlich Erdöl, Erdgas, raffinierte Erdöl- oder Erdgasprodukte, Chemikalien, Erzschlämme und sonstige flüssige oder fluidisierte Substanzen oder Mischungen leiten.
Wenn elektromagnetische Strahlung entweder aus einer natürlichen oder einer vom Menschen geschaffenen Quelle mit Materie interagiert, kann eine Reihe von Phänomenen wie etwa Streuung, Absorption, Übertragung und Reflektion auftreten. Wenn die Interaktionen zwischen elektromagnetischer Strahlung und Materie sorgfältig geprüft, analysiert und geordnet in Abhängigkeit von Wellenlänge, Frequenz oder Zeit dargestellt werden, wird dies als Spektralanalyse bezeichnet. Während der Spektralanalysen zeigen die Stoffe unterschiedliche Merkmale in Bezug auf Streuung, Absorption, Reflektion und Übertragung. Diese Merkmale werden durch die chemische und die physikalische Struktur der Stoffe bestimmt. Wenn mehrere dieser Merkmale mit einem bestimmten Grad der Gewissheit ermittelt werden wie etwa beim Einsatz bekannter Testobjekte, können diese spektroskopischen Ergebnisse als Bezugsspektralsignaturen oder Bezugsspektren bezeichnet werden. Das Merkmal von Erdgas ist, dass es eine Mischung aus Methan, Ethan und geringen Mengen anderer Gase enthält. Gas, das durch die Zersetzung organischer Stoffe entsteht und im Folgenden als Sumpfgas bezeichnet wird, enthält nur Methan. Es ist besonders wünschenswert, dass ein Detektionsverfahren zwischen Gasen, die infolge eines Defekts in einer Pipeline oder in einem Speicherbehälter freigesetzt werden, und Sumpfgasen unterscheiden kann, wodurch Fehlalarme vermieden werden. Es ist möglich, Verfahren mit Anstrahlquellen und ihre entsprechende Interaktion mit den durch eine Sonde untersuchten Gebieten anzuwenden, um das Vorhandensein verschiedener chemischer Verbindungen und Mischungen zu erkennen, wie von Windig in US-A-5,481,476 beschrieben. Dieses Patent beschreibt die chemometrische Analyse von Daten. Es sieht ein quantitatives Verfahren zur Fernbestimmung der Beschaffenheit von Chemikalien vor, die von der Sonde erfasst worden sind. In vielen Fällen verschafft dies die nötige Gewissheit, dass Fehlalarme vermieden werden, und möglicherweise die Fähigkeit, die Quelle(n) der erfassten Arten zu identifizieren. Dieselbe Verfahrensweise kann auf andere Arten als Erdgas angewandt werden.
Elektromagnetische Strahlung kann durch eines aus einer Vielzahl von Vorrichtungen auf ein Testobjekt gerichtet werden. Meist werden Laser verwendet, doch können auch andere Vorrichtungen wie beispielsweise Funkantennen und elektromagnetische Energie im Mikrowellenbereich verwendet werden. Im Folgenden wird elektromagnetische Strahlung, die auf ein Testobjekt gerichtet wird, als Anstrahlung bezeichnet.
Raman-Spektralsignaturen für Bestandteile von Erdgas sind bekannt. Hansen et al., Appl. Spectrosc. 55(1), Seite 55 (2001), haben jüngst von Laboruntersuchungen an Erdgasproben unter hohem Druck berichtet.
US-Patent 4,555,627 legt ein Verfahren zum Erkennen von Defekten in einer Erdgaspipeline offen. Teile der Pipeline werden von einer entfernten Plattform aus angestrahlt, und die Rückstrahlung von der Pipeline wird erfasst. Um Ethan und Methan zu erkennen, wird ein HeNe-Laser eingesetzt, der Licht mit einer Wellenlänge von 3,3923 μm erzeugt. Bei dieser Wellenlänge findet eine deutliche Absorption von Licht sowohl durch Ethan als auch durch Methan statt. Dementsprechend können durch die Messung des von dem bestrahlten Gebiet reflektierten oder zurückgestreuten Lichts mit Ethan und Methan verseuchte Gebiete erkannt werden.
Die europäische Patentanmeldung 1 193 470 beschreibt ein Verfahren zum Detektieren von Defekten in einer Pipeline durch das Vergleichen von Bildern, die von einer Plattform aus aufgenommen wurden, mit zuvor aufgenommenen und gespeicherten Bildern.
Die internationale Anmeldung WO 97/20167 legt ein System zum Erkennen von Methan offen. Das System weist an Bord der Plattform eine bewegliche Plattform einschließlich einer „weißen Zelle" zum Erkennen von Methan und Vorrichtungen zum Korrelieren der Messergebnisse mit dem entsprechenden geografischen Ort der beweglichen Plattform auf.
Die internationale Anmeldung WO 02/27297 beschreibt ein Verfahren, bei dem Licht mit zwei unterschiedlichen Wellenlängen erzeugt wird, um ein bestimmtes Gas zu erkennen. Eine Wellenlänge wird vom Gas absorbiert, die andere Wellenlänge aber nicht. Die für beide Wellenlängen aufgenommenen Bilder werden verarbeitet, und ein differenzielles Bild, das Gaswolken mit hohem Kontrast zeigt, wird erzeugt.
Ein Ziel der vorliegenden Erfindung ist es, einen verbesserten Weg bereitzustellen, um automatisch festzustellen, ob in einer Erdgaspipeline ein Defekt vorliegt.
Dieses Ziel wird durch ein Verfahren und ein System erreicht, wie sie in den unabhängigen Patentansprüchen 1 und 9 definiert werden. Bevorzugte Ausführungsbeispiele werden in den abhängigen Patentansprüchen definiert.
In vielen Fällen ist es erforderlich, Erdgaspipelines häufig zu inspizieren, um die Wahrscheinlichkeit oder das Entstehen von Defekten festzustellen, da solche Defekte für die Umwelt katastrophal sein können. In vielen Fällen geschehen diese Inspektionen in Form einer Begutachtung am Boden; Personen suchen diese Orte auf und erfassen Messwerte oder sonstige Daten durch Inaugenscheinnahme. Dieser Vorgang wird wegen der Gefahren an abgelegenen Orten und möglicherweise falschen Interpretationen aufgrund von Ermüdung der Mitarbeiter und anderer Faktoren beschwerlich, kostenaufwändig, unbequem und vielfach unzuverlässig und unsicher. Außerdem befinden sich die abgelegenen Orte im Gebirge, in Wüsten und Wäldern, die nur schwer erreichbar sind, und häufige Inspektionen erfordern die Abstellung ständiger Wartungs- und Inspektionsmannschaften, wodurch sich die Gesamtkosten erhöhen. Ein Vorteil der vorliegenden Erfindung ist es, dass sie einen effektiveren Weg zum Detektieren von Defekten in Erdgaspipelines bereitstellt, indem von einer entfernten Plattform aus aufgenommene Bilder automatisch verarbeitet werden. Diese automatische Verarbeitung kann das Vergleichen mit zuvor aufgenommenen Bildern einschließen. Diese automatische Verarbeitung kann auch Algorithmen und Expertensysteme, die prädiktiv arbeiten, einschließen.
Ein Merkmal der vorliegenden Erfindung ist es, dass eine Emissionswolke, die dadurch entsteht, dass Erdgas aus einer Pipeline entweicht, ob an der Oberfläche oder unter ihr, mit Laserlicht interagiert, sodass eine erfassbare Spektralsignatur entsteht. Diese Spektralsignatur wird gemäß der vorliegenden Erfindung dann dazu verwendet, festzustellen, ob ein Defekt vorliegt. Außerdem unterliegt Erdgas, wenn es unter Druck steht und, wie es bei einem Defekt der Fall ist, aus einem Druckbehälter wie einer Pipeline oder einer Gasflasche entweicht, thermischen Änderungen, die für das Erdgas kennzeichnend sind und auf dem entsprechenden Joule-Thompson-Koeffizienten beruhen.
1 zeigt ein System zum Aufnehmen von Bildern von einer Luftfahrzeug- oder Satellitenplattform aus; es weist außerdem ein an Bord befindliches Anstrahlungssystem (z.B. Laser) auf;
2 ist eine Fließschema in Form eines Blockdiagramms, das den Prozess der Abfrage des Testobjekts (Pipeline), der Aufnahme und Verarbeitung von Bildern zum Erkennen von Pipelinedefekten und der Kommunikation mit einem Kunden zeigt;
3 ist ein Fließschema in Form eines Blockdiagramms, das einen Bildverarbeitungsalgorithmus zeigt, der in dem in 1 gezeigten System angewandt werden kann;
4 zeigt die Fernuntersuchung einer undichten Erdgaspipeline und das Erkennen einer Wolke des entweichenden Erdgases gemäß der vorliegenden Erfindung;
5 zeigt sowohl eine Bezugsspektralsignatur als auch eine Spektralsignatur und einen Vergleich zwischen ihnen; und
6 zeigt das Aufnehmen eines Bildes, die Analyse zum Feststellen eines Pipelinedefekts und die Kommunikation über einen Kanal zur Lieferung von Informationen zu einem Kunden und zum Empfang der Zahlung von ihm.
Ein Sensorsystem 1, hier dargestellt als ein Beispiel, das zwar nicht von den Patentansprüchen erfasst wird, aber für das Verständnis der Erfindung hilfreich ist, wird beim Aufnehmen von Bildern eingesetzt, um Materialdefekte in einer Erdgaspipeline festzustellen. Bilder vom Boden, in dem sich Erdgaspipelines befinden, werden von einer entfernten Plattform durch dieses Sensorsystem 1 aufgenommen. Folgebilder können in digitaler Form aufgenommen und entweder auf der entfernten Plattform (zum Beispiel einer fliegenden oder einer Satellitenplattform) zur späteren Übertragung gespeichert oder über eine Funkverbindung zur einer Kontrollstation auf der Erde übertragen werden. Das Aufnahmegerät 2 weist einen elektronischen Sensor auf, im Allgemeinen einen ladungsgekoppelten Bildwandler (CCD) oder eine Abbildungsmatrix auf der Basis von komplementären Metalloxidhalbleitern (CMOS), der zusammen mit optischen Bildwandlervorrichtungen den Schauplatz elektronisch abtastet. In manchen Fällen kann ein nicht abbildender Sensor eingesetzt werden, z.B. eine Fotovervielfacherröhre oder Fotodiode, um das Lichtsignal, das aus einem Teil des Schauplatzes stammt, zu erfassen. Ein Bild kann durch das abtastende Führen des nicht abbildenden Sensors über Teile des Schauplatzes aufgebaut werden. Beispielsweise werden Radarsignale in einem solchen Abtastvorgang erfasst, und ein Bild wird aufgebaut, das die Stärke des empfangenen Radarsignals in Abhängigkeit von der Position auf dem Schauplatz darstellt. In manchen Fällen wird ein spezielles optisches Filter 3 an den Eingang des CCD- oder CMOS-Detektors gesetzt, um die Lichtwellenlängen, die auf den Detektor auftreffen, zu filtern. Dieses optische Filter 3 wird so gewählt, dass der Rauschabstand für das Erkennen einer bestimmten Art von Pipelinedefekt möglichst groß wird. Alternativ dazu kann das Bild eines Schauplatzes am Erdboden mit konventionellen Fotokameras aufgenommen werden. Filmbilder müssten dann von einem Bildscanner, der einen Bildwandler aufweist, in digitale Bilder umgewandelt werden. Das Sensorsystem 1 besitzt außerdem einen Bildaufnahmesteuerkreis 4, der die Ablaufsteuerung des Betriebes des Aufnahmegerätes 2 übernimmt. Wie aus 1 zu ersehen ist, wird der Betrieb der verschiedenen Elemente, die im Sensorsystem 1 gezeigt werden, von einem Steuerrechner 31 gesteuert. Der Bildaufnahmesteuerkreis 4 steuert das Aufnahmegerät 2 und sendet mit jedem einzelnen aufgenommenen Bild Positions- und Ausrichtungsinformationen zu einem Positions- und Ausrichtungsspeicherkreis 5. Der Kunde liefert Positionsinformationen mit Raumkoordinaten. Dies geschieht, um den Ort der interessierenden, vom Menschen geschaffenen Strukturen zu identifizieren, in diesem Fall einer Erdgaspipeline. Solche Positionsinformationen werden auch im Positions- und Ausrichtungsspeicherkreis 5 gespeichert. Die Technik der Georeferenzierung wird häufig angewandt, um die aktuelle Position und Ausrichtung der fliegenden Plattform festzustellen. Diese Technik der Georeferenzierung schließt auch den Einsatz von Global Positioning System-Empfängern und Ähnliches ein. Positions- und Ausrichtungsdaten dienen zusammen mit den vorher bestimmten Koordinatenpositionen dazu, die vom Menschen geschaffenen Strukturen im aufgenommenen Bild zu lokalisieren. Steuerrechner 31 sorgt dafür, dass die Bilddaten im Bildspeicher 6 gespeichert werden, und diese können im Bilderverarbeitungskreis 7 verarbeitet werden, um Merkmale eines Schauplatzes zu identifizieren. Die Verarbeitungssequenz wird auch vom Steuerrechner 31 für die Bilddaten geleitet, um in diesem Fall, die Fähigkeit des Sensorsystems 1 zu verbessern, um Materialdefekte in vom Menschen geschaffenen Strukturen zu identifizieren. Der Bildverarbeitungskreis 7 besitzt einen Speicher (nicht gezeigt) mit einer Darstellung unterschiedlicher Materialdefekte, die erkannt werden sollen, und zum Vergleichen der Digitalaufnahme mit den Materialdefekten, um das Vorhandensein eines Materialdefekts, die Art und den Ort von Materialdefekten in Erdgaspipelines festzustellen. Mit Ausnahme des Aufnahmegerätes 2 können die verschiedenen Elemente des Sensorsystems 1 entweder auf der entfernten Plattform oder in der Bodenstation angeordnet werden. Außerdem können viele der beschriebenen Elemente als Software ausgeführt werden, wobei vorausgesetzt werden kann, dass sie sich im Steuerrechner 31 befindet. Das Aufnahmegerät 2 befindet sich entweder in der fliegenden oder Satellitenplattform oder einer festen Struktur über dem Erdboden. Die entfernte Plattform kann wahlweise eine Bordanstrahlvorrichtung 8 enthalten. Wie bereits erwähnt, kann diese Bordanstrahlvorrichtung 8 eine Laser- oder Mikrowellen- oder sonstige elektromagnetische Strahlungsquelle und eine Vorrichtung sein, mit der die erzeugte Strahlung auf die interessierende Zone auf oder nahe dem Erdboden gerichtet wird. Die interessierende Zone mit der Erdgaspipeline ist zuvor vom Kunden mit Hilfe der gelieferten Koordinatenwerte 9 des Kunden (in 2 gezeigt) gekennzeichnet worden.
Der gesamte Prozess zum Erkennen von Materialdefekten in Pipelines ist im Fließschema in 2 dargestellt. Das Fließschema hat die Form eines Blockdiagramms, und wer mit der Technik vertraut ist, wird feststellen, dass viele Funktionen vom Steuerrechner 31 gesteuert werden. Nachdem die Koordinatenwerte 9 des Kunden bereitgestellt worden sind, werden sie in den Eingabeblock 10 des Sensorsystems 1 eingegeben, wodurch die interessierende Zone festgelegt wird. Im nächsten Schritt findet die Initialisierung des Aufnahmegerätes 2 und des Bildspeichers 6 statt, um etwa zuvor aufgenommene Schauplatzdaten zu löschen. Dies geschieht in Block 11. Anschließend wird in Block 12 ein neuer Schauplatz unter Verwendung der Positionsinformationen, die vom Kunden geliefert wurden, um die Aufzeichnung der Bilder auszulösen, aufgenommen. Die Bilddaten zusammen mit den Positions- und Zeitdaten, die für die Bestimmung von Ort und Zeit des augenblicklichen Schauplatzes nötig sind, werden gespeichert, um den Vergleich mit demselben, an anderen Zeitpunkten aufgenommenen Schauplatz zu erleichtern. Bild- und sonstige Daten werden in einer Schauplatzdatenbank in Block 13 gespeichert, um solche Vergleiche später durchzuführen. Anschließend findet in Block 14 eine Bildanalyse statt, um Änderungen des Schauplatzes zu festzustellen und die Identifizierung von Defekten in der Erdgaspipeline, die auf dem Schauplatz auftreten, zu erleichtern. Das jüngste Bild vom Schauplatz wird mit den Bilddaten verglichen, die zuvor in Block 13 gespeichert worden sind. Der Prozess erfordert als Nächstes eine Entscheidung 15. Wenn in der Erdgaspipeline kein Defekt festgestellt wird, hält der Prozess am Stoppschritt 16 an. Die Erkennung eines Defekts in der Erdgaspipeline kann je nach Forderung des Kunden eine weitere Bildanalyse in Block 17 einleiten. Der Identifizierungsprozess endet mit den Ergebnissen der Analyse, die dem Kunden in Block 18 mitgeteilt werden. Die Mitteilung kann auf viele Arten übermittelt werden, zum Beispiel durch einen Telefonanruf oder durch Benachrichtigung über E-Mail, dass in der Erdgaspipeline ein Defekt festgestellt worden ist. Der letzte Schritt des Prozesses besteht darin, dass der Defekt in der Erdgaspipeline im Entstörungsschritt 19 behoben wird.
In 3 ist der Algorithmus zu sehen, der für die Verarbeitung der Bilddatendateien aus der Datenbank verwendet wird, und es werden Defekte in der Erdgasleitung identifiziert. Zwei separate Datendateien, die Schauplatz 20 und Schauplatz 22 beschreiben, werden zum Vergleich bereitgestellt. Beide Datendateien enthalten zwar denselben Schauplatzinhalt, doch sind die Bilder im Allgemeinen zu unterschiedlichen Zeiten aufgenommen worden. Das bedeutet, dass die Zeitpunkte, an denen die beiden Bilder aufgenommen worden sind, sich durch einen Zeitabstand Δt unterscheiden. In Block 24 wird an den Bilddateien oder Schauplätzen eine Orthorektifikation durchgeführt, d.h. ein Ausgleich von Positions- und Winkelveränderungen an dem Zeitpunkt, an dem die Schauplätze aufgenommen wurden. Die Schauplätze werden ebenfalls an diesem Punkt des Prozesses festgehalten. Dieser Prozess wird durchgeführt, damit die Elemente eines Schauplatzes oder Bildes pixelgenau verglichen werden können. Block 26 beschreibt den fakultativen Schritt der Anstrahlungskorrektur. Es kann, muss aber nicht nötig sein, die Daten jedes einzelnen Schauplatzes von Unterschieden in der Anstrahlung zu dem Zeitpunkt, an dem der jeweilige Schauplatz aufgenommen wurde, zu bereinigen. Die Stärken der Bordanstrahlung können zur Zeit der Aufnahme des Bildes festgehalten werden, um später einen genauen Vergleich zu erleichtern. Änderungen, die auf dem Schauplatz in Block 28 festgestellt werden, werden vom Steuerrechner 31 verwendet, der mit Hilfe einer Software Unterschiede im Pixelgehalt der zwei zu vergleichenden Schauplätze ermittelt. Solche Änderungen können sich durch die Intensität der Pixel oder durch die Form eines Objekts entsprechend einer endlichen Menge von Pixeln ausdrücken. Derartige Verfahren zum Ermitteln von Pixel- oder Objektänderungen sind denjenigen, die mit der Technik vertraut sind, bekannt. Auf der Basis solcher Pixeländerungen wird die Art eines Defekts in der Erdgaspipeline in Block 28 festgestellt.
4 zeigt ein Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Abgebildet ist eine fliegende Plattform 32 mit einem Sensorsystem 42 und einer Bordanstrahlvorrichtung 8. Im Bild ist die Bordanstrahlvorrichtung 8 auf eine Erdgaswolke 34 gerichtet, die aus einer defekten Stelle 36 in einer unterirdischen Erdgaspipeline 38 entweicht. Die unterirdische Erdgaspipeline 38 befindet sich unter der Oberfläche des Erdbodens 40. Zum Beispiel kann die Anstrahlvorrichtung 8 ein Impulslasersystem aufweisen, das auf die Erdgaswolke 34 gerichtet wird. In diesem Fall wird das Sensorsystem 42 durch die Wahl eines geeigneten optischen Filters 3 (in 1 dargestellt) optimiert, sodass es die Rückstrahlung als von der Erdgaswolke 34 rückgestreutes Raman-Licht erfasst. Für Raman-Analysen sollte man aus Gründen der Zweckmäßigkeit den Einsatz von Spektrometern oder Spektrographen als optisches Filter 3 erwägen. Die Raman-Spektroskopie beruht auf der inelastischen Streuung von Licht; chemische Bestandteile streuen Licht mit anderen Frequenzen als das sie erregende Licht. Die Unterschiede sind ein Hinweis auf die unterschiedlichen Energieniveaus der molekularen oder chemischen Bestandteile. Das bevorzugte Ausführungsbeispiel des Detektionssystems weist eine optisches System auf, das so optimiert ist, dass es die Schwingungen von Methan (bei 2920 cm^–1) und Ethan (entweder bei 2957 oder 996 cm^–1) erkennt. Erdgasproben bestehen im Allgemeinen aus ungefähr 85% Methan und geringeren Konzentrationen (~10 bis 15%) Ethan. Wie oben diskutiert, ist Ethan in Erdgas-, aber nicht in Sumpfgasproben zu finden. Somit sind das Vorhandensein spektraler Merkmale, die für Ethan typisch sind, zum Beispiel das 2957 cm^–1-Band, und das gleichzeitige Vorhandensein des starken 2920 cm^–1-Raman-Bandes für Methan ein deutlicher Hinweis auf eine Erdgasleckage an einer Stelle, die als einer Erdgaspipeline benachbart erkannt wurde, sei sie unterirdisch oder auf sonstige Weise verlegt. Alternativ dazu kann das Sensorsystem eine Infrarotrückstrahlung bei Wellenlängen abtasten, die für die Erkennung von Ethan und Methan geeignet sind. Für Ethan wird im Allgemeinen das Absorptionsband von ~2977 cm^–1 verwendet, während für Methan eine Absorption bei ~3044 cm^–1 stattfindet. Auf diese Weise wird das Vorhandensein von entweichendem Kohlenwasserstoff-Erdgas direkt festgestellt.
5 zeigt ein weiteres Beispiel, das zwar nicht von den Patentansprüchen erfasst wird, aber für das Verständnis der Erfindung hilfreich ist. Sie zeigt sowohl eine Bezugsspektralsignatur 44 und eine Spektralsignatur 46 im Vergleich und illustriert das Analyseverfahren zum Ermitteln der Zusammensetzung der Mischung. Wie zuvor bemerkt, werden die Interaktionen zwischen elektromagnetischer Strahlung und Materie sorgfältig untersucht, analysiert und geordnet in Abhängigkeit von Wellenlänge, Frequenz oder Zeit dargestellt; dieser Vorgang wird als Spektralanalyse bezeichnet. Während der Spektralanalysen zeigen unterschiedliche Stoffe unterschiedliche Merkmale in Bezug auf Streuung, Absorption, Reflektion und Übertragung. Diese Merkmale werden durch die chemische und die physikalische Struktur der Stoffe bestimmt. Wenn mehrere dieser Merkmale mit einem bestimmten Grad der Gewissheit ermittelt werden wie etwa beim Einsatz bekannter Testobjekte, können diese spektroskopischen Ergebnisse als Bezugsspektralsignaturen 44 oder Bezugsspektren bezeichnet werden. Die Spektralsignatur 46 eines Testobjekts ist das Spektrum von etwas Unbekanntem, in diesem Fall eines Abschnitts einer Erdgaspipeline, der auf einen Defekt untersucht wird. 5 zeigt sowohl die Bezugsspektralsignatur 46 als auch eine Spektralsignatur 46 eines Testobjekts; damit erleichtert sie ihren Vergleich. Wer mit der Technik der Spektroskopie vertraut ist, würde einen solchen Vergleich durchführen, indem er versucht, in beiden Spektren charakteristische Spektralspitzenwerte 48 zu ermitteln, um eine Übereinstimmung festzustellen. In 5 ist eine solche Übereinstimmung unmittelbar zu erkennen. Im Allgemeinen werden Bezugsspektralsignaturen 44 unter etwas idealisierten Laborbedingungen gewonnen, während die Spektralsignatur 46 des Testobjekts durch zusätzliche Rauschquellen, Verunreinigungen usw. beeinträchtigt wird. Unter diesen Umständen hält die von Windig in US-A-5,481,476 beschriebene Vorrichtung eine zusätzliche Möglichkeit der Spektralanalyse komplexer Mischungen bereit. Dieses Patent beschreibt die chemometrische Analyse von Daten.
6 illustriert das Aufnehmen eines Bildes, seine Analyse zum Erkennen eines Defektes in einer Erdgaspipeline und die Kommunikation über ein Rechnernetz zur Lieferung von Informationen an einen Kunden und zum Empfang der Zahlung von ihm. Ein Satellit 50 oder eine fliegende Plattform 32 nimmt ein Bild vom Schauplatz 58 auf, wo sich eine Erdgaspipeline 38, die untersucht werden soll, befindet. Die Bilddaten werden zu einer Bodenstation 52 übertragen und zum Rechnersystem 54 des Dienstanbieters weitergeleitet. Die Bilddaten werden analysiert, wie oben beschrieben, um festzustellen, ob in einer Erdgaspipeline ein Defekt aufgetreten ist. Wird ein Defekt oder eine Störung erkannt, so erhält der Dienstkunde eine Benachrichtigung über den Defekt. Diese Benachrichtigung geschieht beispielsweise über ein Rechnernetz wie das Internet oder auf einem anderen Weg wie etwa über das Telefon. Der Rechner 56 des Kunden empfängt die Nachricht direkt über das Rechnernetz. Der Kunde abonniert den Dienst und zahlt für ihn über das Rechnernetz. Auf diese Weise können die zeitgerechte Lieferung der Information über den Status eines Defekts an den Kunden und die Dienstgüte auf einem genügend hohen Niveau sichergestellt werden.
Die Erfindung wurde im Detail unter besonderer Berücksichtigung bestimmter bevorzugter Ausführungsbeispiele davon beschrieben, doch es wird klar sein, dass Variationen und Modifizierungen vorgenommen werden können. Beispielsweise kann der Steuerrechner 31 selbst von einer entfernten Stelle aus umprogrammiert werden und würde alle nötigen Kommunikationsverbindungen aufweisen, damit eine solche Umprogrammierung möglich ist.
Weitere Merkmale der Erfindung sind unten aufgeführt.
Das Verfahren, außerdem einschließend die Ermittlung des Ortes des Defektes relativ zur Position des Luftfahrzeugs unter Verwendung der Technik der Georeferenzierung.
Das Verfahren, außerdem einschließend den Schritt des Aufnehmens digitaler Bilder von der Plattform aus mit den vorher bestimmten Koordinaten, wo Defekte auftreten.
Das Verfahren, außerdem einschließend den Schritt des Behebens des Defektes.
Das Verfahren, außerdem einschließend den Schritt der Belastung des Kunden mit einem Entgelt, nachdem ein Defekt erkannt worden ist.

Claims

Verfahren zur Detektion von Defekten in einer Erdgaspipeline (38), die folgenden Schritte aufweisend: (a) Anstrahlen von Abschnitten der Pipeline (38) von einer entfernten Plattform (1, 42) aus; (b) Erfassen der Rückstrahlung von der Pipeline (38); (c) Feststellen, dass in der Pipeline (38) ein Defekt vorliegt, wenn die Rückstrahlung anzeigt, dass eine Gaswolke (34) aus Erdgas existiert, das aus der Pipeline entweicht; dadurch gekennzeichnet, dass – Raman-Spektralsignaturen sowohl von Methan als auch Ethan erkannt werden, dadurch gekennzeichnet, dass die Konzentrationen von Methan und Ethan unabhängig voneinander angezeigt werden; – festgestellt wird, dass ein Defekt in der Pipeline vorliegt, wenn die Raman-Signaturen eine vorher definierte Konzentration von Methan zusammen mit einer vorher definierten Konzentration von Ethan anzeigen; und – die vorher definierte Konzentration von Methan und die vorher definierte Konzentration von Ethan den typischen Konzentrationen von Ethan und Methan im zu erkennenden Erdgas entsprechen.
Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die vorher definierte Konzentration von Methan etwa 85% und die vorher definierte Konzentration von Ethan etwa 10 bis 15% beträgt.
Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Pipeline mit Strahlung angestrahlt wird, die so angepasst ist, dass sie eine gleichzeitige Raman-Rückstreuung sowohl durch Ethan als auch Methan herbeiführt.
Verfahren gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die evaluierten Raman-Signaturen sich auf Raman-Schwingungen bei 2920 cm^–1 zum Erkennen von Methan und auf Raman-Schwingungen bei 2957 cm^–1 oder bei 996 cm^–1 zum Erkennen von Ethan beziehen.
Verfahren gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche, außerdem einschließend die Ermittlung des Ortes des Defektes relativ zur Position der entfernten Plattform unter Verwendung der Technik der Georeferenzierung.
Verfahren gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche, außerdem einschließend den Schritt des Aufnehmens digitaler Bilder von der Plattform aus an den vorher bestimmten Koordinaten, wo Defekte erkannt worden sind.
Verfahren gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche, außerdem mit der Benachrichtigung eines Kunden, dass in der Pipeline an einer vorher festgelegten Koordinatenposition ein Defekt erkannt worden ist.
Verfahren gemäß Anspruch 7, außerdem einschließend den Schritt der Belastung des Kunden mit einem Entgelt, nachdem ein Defekt erkannt worden ist.
Ein System für die Ferndetektion von aus einer Pipeline (38) entweichendem Erdgas, aufweisend: – eine entfernte Plattform (1, 42); – eine Anstrahlquelle auf der entfernten Plattform; – ein Aufnahmegerät zum Empfangen der Rückstrahlung; – Vorrichtung zum Analysieren des Rückstrahlungsspektrums und zum Feststellen, dass ein Defekt in der Pipeline (38) vorliegt, wenn die Rückstrahlung anzeigt, dass es eine aus der Pipeline (38) entweichende Erdgaswolke (34) gibt; dadurch gekennzeichnet, dass – die Vorrichtung zum Analysieren der Rückstrahlung so angepasst ist, dass Raman-Signaturen sowohl von Methan als auch Ethan erkannt werden; – die Vorrichtung zum Analysieren der Rückstrahlung so angeordnet ist, dass sie feststellt, dass ein Defekt in der Pipeline vorliegt, wenn die Raman-Signaturen eine vorher definierte Konzentration von Methan gleichzeitig mit einer vorher definierten Konzentration von Ethan anzeigen; und – die vorher definierte Konzentration von Methan und die vorher definierte Konzentration von Ethan den typischen Konzentrationen von Methan und Ethan im zu erkennenden Erdgas entsprechen.
System gemäß Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass die vorher definierte Konzentration von Methan etwa 85% beträgt und die vorher definierte Konzentration von Ethan etwa 10 bis 15% beträgt.
System gemäß Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Anstrahlquelle so angepasst ist, dass sie eine Strahlung erzeugt, die eine gleichzeitige Raman-Rückstreuung sowohl durch Ethan als auch Methan herbeiführt.
System gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche 9–11, dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung zum Analysieren der Rückstrahlung so angepasst ist, dass sie die Raman-Signaturen, die sich auf Raman-Schwingungen bei 2920 cm^–1 zum Erkennen von Methan beziehen, und solche, die sich auf Raman-Schwingungen bei 2957 cm^–1 oder bei 996 cm^–1 zum Erkennen von Ethan beziehen, evaluiert.
System gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche 9–12, dadurch gekennzeichnet, dass die Plattform ein oder mehr Luftfahrzeuge (1, 42) oder Satelliten (1) aufweist, die über eine Bordanstrahlvorrichtung zum Anstrahlen der Pipeline (38) mit Strahlung und zum Ermitteln, ob die Rückstrahlung eine einen Defekt anzeigende Spektralsignatur enthält, verfügen.
System gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche 9–13, außerdem aufweisend eine Vorrichtung zum Ermitteln des Ortes eines Defektes relativ zu einer Position der Plattform unter Verwendung der Technik der Georeferenzierung.
System gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche 9–14, außerdem aufweisend eine Vorrichtung zum Benachrichtigen eines Kunden, dass in der Pipeline an einer vorher definierten Koordinatenposition ein Defekt festgestellt worden ist.
System gemäß Anspruch 15, außerdem aufweisend eine Vorrichtung zum Belasten des Kunden mit einem Entgelt, nachdem ein Defekt festgestellt worden ist.
System gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche 9–16, dadurch gekennzeichnet, dass das Aufnahmegerät einen elektronischen Sensor, ausgewählt aus der Gruppe von ladungsgekoppeltem Bildwandler, komplementärem Metalloxidhalbleiter (CMOS), Abbildungsmatrix, Fotovervielfacherröhre und Fotodiode, aufweist.
System gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche 9–17, dadurch gekennzeichnet, dass die Anstrahlquelle ein Laser ist.
System gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche 9–18, dadurch gekennzeichnet, dass das System eine Vorrichtung zum Ermitteln der Position und der Ausrichtung unter Einbeziehung eines Satellitennavigationssystems einschließt.
System gemäß irgendeinem der vorausgehenden Ansprüche 9–19, außerdem aufweisend ein Bildaufnahmegerät zum Aufnehmen eines oder mehr Bilder von einer Zone, in der es mögliche identifizierbare Defekte gibt, von der entfernten Plattform aus.