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Die
vorliegende Erfindung bezieht sich auf die Ferndetektion von Defekten
in Erdgaspipelines.
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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.
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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.
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Es
ist klar, dass Pipelines gewöhnlich
Erdöl, Erdgas,
raffinierte Erdöl-
oder Erdgasprodukte, Chemikalien, Erzschlämme und sonstige flüssige oder fluidisierte
Substanzen oder Mischungen leiten.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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Ein
Ziel der vorliegenden Erfindung ist es, einen verbesserten Weg bereitzustellen,
um automatisch festzustellen, ob in einer Erdgaspipeline ein Defekt
vorliegt.
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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.
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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.
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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.
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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;
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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;
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3 ist
ein Fließschema
in Form eines Blockdiagramms, das einen Bildverarbeitungsalgorithmus
zeigt, der in dem in 1 gezeigten System angewandt
werden kann;
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4 zeigt
die Fernuntersuchung einer undichten Erdgaspipeline und das Erkennen
einer Wolke des entweichenden Erdgases gemäß der vorliegenden Erfindung;
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5 zeigt
sowohl eine Bezugsspektralsignatur als auch eine Spektralsignatur
und einen Vergleich zwischen ihnen; und
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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Weitere
Merkmale der Erfindung sind unten aufgeführt.
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Das
Verfahren, außerdem
einschließend
die Ermittlung des Ortes des Defektes relativ zur Position des Luftfahrzeugs
unter Verwendung der Technik der Georeferenzierung.
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Das
Verfahren, außerdem
einschließend
den Schritt des Aufnehmens digitaler Bilder von der Plattform aus
mit den vorher bestimmten Koordinaten, wo Defekte auftreten.
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Das
Verfahren, außerdem
einschließend
den Schritt des Behebens des Defektes.
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Das
Verfahren, außerdem
einschließend
den Schritt der Belastung des Kunden mit einem Entgelt, nachdem
ein Defekt erkannt worden ist.