Detección de fugas

by / Viernes, Marzo 25 2016 / Publicado en Alto voltaje

Tubería detección de fugas se usa para determinar si, y en algunos casos, se ha producido una fuga en sistemas que contienen líquidos y gases. Los métodos de detección incluyen pruebas hidrostáticas después del montaje de la tubería y detección de fugas durante el servicio.

Las redes de tuberías son el modo de transporte más económico y seguro para petróleo, gases y otros productos fluidos. Como medio de transporte de larga distancia, las tuberías deben cumplir con altas exigencias de seguridad, confiabilidad y eficiencia. Si se mantienen adecuadamente, las tuberías pueden durar indefinidamente sin fugas. Las fugas más importantes que ocurren son causadas por daños causados ​​por el equipo de excavación cercano, por lo tanto, es fundamental llamar a las autoridades antes de la excavación para asegurarse de que no haya tuberías enterradas en las cercanías. Si una tubería no se mantiene adecuadamente, puede comenzar a corroerse lentamente, particularmente en las juntas de construcción, puntos bajos donde se acumula la humedad o lugares con imperfecciones en la tubería. Sin embargo, estos defectos pueden identificarse mediante herramientas de inspección y corregirse antes de que progresen a una fuga. Otras razones para las fugas incluyen accidentes, movimiento de tierra o sabotaje.

El propósito principal de los sistemas de detección de fugas (LDS) es ayudar a los controladores de tuberías a detectar y localizar fugas. LDS proporciona una alarma y muestra otros datos relacionados a los controladores de tubería para ayudar en la toma de decisiones. Los sistemas de detección de fugas en tuberías también son beneficiosos porque pueden mejorar la productividad y la confiabilidad del sistema gracias a la reducción del tiempo de inactividad y al tiempo de inspección. Los SUD son, por lo tanto, un aspecto importante de la tecnología de tuberías.

De acuerdo con el documento API "RP 1130", los LDS se dividen en LDS con base interna y LDS con base externa. Los sistemas internos utilizan instrumentos de campo (por ejemplo, sensores de flujo, presión o temperatura del fluido) para monitorear los parámetros internos de la tubería. Los sistemas externos también utilizan instrumentación de campo (por ejemplo, radiómetros infrarrojos o cámaras térmicas, sensores de vapor, micrófonos acústicos o cables de fibra óptica) para monitorear los parámetros externos de la tubería.

Normas y Reglamentos

Algunos países regulan formalmente la operación del ducto.

API RP 1130 "Monitoreo computacional de tuberías para líquidos" (EE. UU.)

Esta práctica recomendada (RP) se centra en el diseño, implementación, prueba y operación de LDS que utilizan un enfoque algorítmico. El propósito de esta práctica recomendada es ayudar al operador de la tubería a identificar problemas relevantes para la selección, implementación, prueba y operación de un SUD. Los SUD se clasifican en internos y externos. Los sistemas basados ​​internamente utilizan instrumentación de campo (por ejemplo, para flujo, presión y temperatura del fluido) para monitorear los parámetros internos de la tubería; Estos parámetros de la tubería se utilizan posteriormente para inferir una fuga. Los sistemas con base externa utilizan sensores locales dedicados.

TRFL (Alemania)

TRFL es la abreviatura de "Technische Regel für Fernleitungsanlagen" (Norma técnica para sistemas de tuberías). El TRFL resume los requisitos para las tuberías que están sujetas a las regulaciones oficiales. Cubre las tuberías que transportan líquidos inflamables, las tuberías que transportan líquidos que son peligrosos para el agua y la mayoría de las tuberías que transportan gas. Se requieren cinco tipos diferentes de funciones LDS o LDS:

  • Dos LDS independientes para la detección continua de fugas durante el funcionamiento en estado estacionario. Uno de estos sistemas o uno adicional también debe ser capaz de detectar fugas durante la operación transitoria, por ejemplo, durante el arranque de la tubería
  • Un LDS para la detección de fugas durante la operación de cierre
  • Un SUD para fugas progresivas
  • Un LDS para la ubicación rápida de fugas

Requisitos

1155 API (reemplazado por API RP 1130) define los siguientes requisitos importantes para un SUD:

  • Sensibilidad: un SUD debe garantizar que la pérdida de líquido como resultado de una fuga sea lo más pequeña posible. Esto coloca dos requisitos en el sistema: debe detectar pequeñas fugas y debe detectarlas rápidamente.
  • Fiabilidad: el usuario debe poder confiar en el LDS. Esto significa que debe informar correctamente cualquier alarma real, pero es igualmente importante que no genere falsas alarmas.
  • Precisión: algunos SUD pueden calcular el flujo y la ubicación de la fuga. Esto debe hacerse con precisión.
  • Robustez: El SUD debería continuar funcionando en circunstancias no ideales. Por ejemplo, en caso de una falla del transductor, el sistema debe detectar la falla y continuar operando (posiblemente con los compromisos necesarios, como una sensibilidad reducida).

Condiciones estacionarias y transitorias

Durante condiciones de estado estable, el flujo, las presiones, etc. en la tubería son (más o menos) constantes a lo largo del tiempo. Durante condiciones transitorias, estas variables pueden cambiar rápidamente. Los cambios se propagan como ondas a través de la tubería con la velocidad del sonido del fluido. Las condiciones transitorias ocurren en una tubería, por ejemplo, al inicio, si la presión en la entrada o la salida cambia (incluso si el cambio es pequeño), y cuando cambia un lote, o cuando hay varios productos en la tubería. Las tuberías de gas están casi siempre en condiciones transitorias, porque los gases son muy compresibles. Incluso en tuberías líquidas, los efectos transitorios no se pueden ignorar la mayor parte del tiempo. El LDS debe permitir la detección de fugas en ambas condiciones para proporcionar detección de fugas durante todo el tiempo de funcionamiento de la tubería.

SUD basado internamente

Descripción general sobre LDS basado internamente

Los sistemas basados ​​internamente utilizan instrumentación de campo (por ejemplo, para flujo, presión y temperatura del fluido) para monitorear los parámetros internos de la tubería; Estos parámetros de la tubería se utilizan posteriormente para inferir una fuga. El costo del sistema y la complejidad de los LDS basados ​​internamente son moderados porque utilizan la instrumentación de campo existente. Este tipo de LDS se utiliza para requisitos de seguridad estándar.

Control de presión / flujo

Una fuga cambia la hidráulica de la tubería y, por lo tanto, cambia las lecturas de presión o flujo después de un tiempo. El monitoreo local de presión o flujo en un solo punto puede, por lo tanto, proporcionar una detección de fugas simple. Como se hace localmente, en principio no requiere telemetría. Sin embargo, solo es útil en condiciones de estado estable, y su capacidad para tratar con gasoductos es limitada.

Ondas de presión acústica

El método de onda de presión acústica analiza las ondas de rarefacción producidas cuando ocurre una fuga. Cuando ocurre una ruptura de la pared de la tubería, el fluido o el gas escapa en forma de un chorro de alta velocidad. Esto produce ondas de presión negativa que se propagan en ambas direcciones dentro de la tubería y se pueden detectar y analizar. Los principios operativos del método se basan en la característica muy importante de las ondas de presión para viajar largas distancias a la velocidad del sonido guiado por las paredes de la tubería. La amplitud de una onda de presión aumenta con el tamaño de la fuga. Un algoritmo matemático complejo analiza los datos de los sensores de presión y puede, en cuestión de segundos, señalar la ubicación de la fuga con una precisión inferior a 50 m (164 pies). Los datos experimentales han demostrado la capacidad del método para detectar fugas de menos de 3 mm (0.1 pulgadas) de diámetro y operar con la tasa de falsas alarmas más baja de la industria: menos de 1 falsa alarma por año.

Sin embargo, el método no puede detectar una fuga continua después del evento inicial: después de la ruptura (o ruptura) de la pared de la tubería, las ondas de presión iniciales disminuyen y no se generan ondas de presión posteriores. Por lo tanto, si el sistema no puede detectar la fuga (por ejemplo, debido a que las ondas de presión fueron enmascaradas por ondas de presión transitorias causadas por un evento operativo como un cambio en la presión de bombeo o el cambio de válvula), el sistema no detectará la fuga en curso.

Métodos de equilibrio

Estos métodos se basan en el principio de conservación de la masa. En el estado estacionario, el flujo másico \ dot {M} _I entrar en una tubería sin fugas equilibrará el flujo másico \ dot {M} _O dejándolo cualquier caída de masa que salga de la tubería (desequilibrio de masa \ dot {M} _I - \ dot {M} _O) indica una fuga. Medida de métodos de equilibrio \ dot {M} _I y \ dot {M} _O usando medidores de flujo y finalmente calcular el desequilibrio que es una estimación del flujo de fuga verdadero desconocido. Comparando este desequilibrio (típicamente monitoreado durante varios períodos) contra un umbral de alarma de fuga \gama genera una alarma si este desequilibrio monitoreado. Los métodos de equilibrio mejorados también tienen en cuenta la tasa de cambio del inventario masivo de la tubería. Los nombres que se usan para mejorar las técnicas de balance de línea son balance de volumen, balance de volumen modificado y balance de masa compensado.

Métodos estadísticos

Los LDS estadísticos utilizan métodos estadísticos (por ejemplo, del campo de la teoría de la decisión) para analizar la presión / flujo en un solo punto o el desequilibrio para detectar una fuga. Esto lleva a la oportunidad de optimizar la decisión de fuga si se cumplen algunos supuestos estadísticos. Un enfoque común es el uso del procedimiento de prueba de hipótesis.

\ text {Hipótesis} H_0: \ text {Sin fuga}
\ text {Hipótesis} H_1: \ text {Fuga}

Este es un problema de detección clásico, y existen varias soluciones conocidas de las estadísticas.

Métodos RTTM

RTTM significa "Modelo transitorio en tiempo real". RTTM LDS utiliza modelos matemáticos del flujo dentro de una tubería utilizando leyes físicas básicas como la conservación de la masa, la conservación del momento y la conservación de la energía. Los métodos RTTM pueden verse como una mejora de los métodos de equilibrio, ya que además utilizan el principio de conservación del impulso y la energía. Un RTTM permite calcular el flujo másico, la presión, la densidad y la temperatura en cada punto a lo largo de la tubería en tiempo real con la ayuda de algoritmos matemáticos. RTTM LDS puede modelar fácilmente el flujo de estado estacionario y transitorio en una tubería. Usando la tecnología RTTM, se pueden detectar fugas durante condiciones estacionarias y transitorias. Con una instrumentación de funcionamiento adecuada, las tasas de fuga pueden estimarse funcionalmente utilizando las fórmulas disponibles.

Métodos E-RTTM

Flujo de señal Modelo transitorio extendido en tiempo real (E-RTTM)

E-RTTM significa "Modelo Transitorio Extendido en Tiempo Real", usando tecnología RTTM con métodos estadísticos. Por lo tanto, la detección de fugas es posible durante el estado estacionario y transitorio con alta sensibilidad, y se evitarán las falsas alarmas utilizando métodos estadísticos.

Para el método residual, un módulo RTTM calcula estimaciones \ hat {\ dot {M}} _ I, \ hat {\ dot {M}} _ O para FLUJO DE MASA en la entrada y salida, respectivamente. Esto se puede hacer usando mediciones para presión y temperatura en la entrada (Pi, T_I) y salida (correos, A) Estos flujos másicos estimados se comparan con los flujos másicos medidos. \ dot {M} _I, \ dot {M} _O, produciendo los residuos x = \ dot {M} _I - \ hat {\ dot {M}} _ I y y = \ dot {M} _O - \ hat {\ dot {M}} _ O. Estos residuos son cercanos a cero si no hay fugas; de lo contrario, los residuos muestran una firma característica. En el siguiente paso, los residuos están sujetos a un análisis de firma de fuga. Este módulo analiza su comportamiento temporal extrayendo y comparando la firma de la fuga con las firmas de la fuga en una base de datos ("huella digital"). La alarma de fuga se declara si la firma de fuga extraída coincide con la huella digital.

SUD basado externamente

Los sistemas con base externa utilizan sensores locales dedicados. Tales LDS son altamente sensibles y precisas, pero el costo del sistema y la complejidad de la instalación son generalmente muy altos; Por lo tanto, las aplicaciones se limitan a áreas especiales de alto riesgo, por ejemplo, cerca de ríos o áreas de protección de la naturaleza.

Cable digital de detección de fugas de aceite

Los cables de detección digital consisten en una trenza de conductores internos semipermeables protegidos por una trenza moldeada aislante permeable. Se pasa una señal eléctrica a través de los conductores internos y se controla mediante un microprocesador incorporado dentro del conector del cable. Los fluidos que escapan pasan a través de la trenza permeable externa y hacen contacto con los conductores semipermeables internos. Esto provoca un cambio en las propiedades eléctricas del cable que es detectado por el microprocesador. El microprocesador puede ubicar el fluido dentro de una resolución de 1 metro a lo largo de su longitud y proporcionar una señal adecuada a los sistemas de monitoreo u operadores. Los cables de detección pueden enrollarse alrededor de tuberías, enterrarse bajo la superficie con tuberías o instalarse como una configuración de tubería en tubería.

Prueba de tubería radiométrica infrarroja

Termograma aéreo de oleoducto enterrado de campo a través que revela la contaminación del subsuelo causada por una fuga

Las pruebas termográficas infrarrojas de las tuberías han demostrado ser precisas y eficientes en la detección y localización de fugas de tuberías subterráneas, huecos causados ​​por la erosión, aislamiento deteriorado de tuberías y relleno deficiente. Cuando una fuga en una tubería ha permitido que un fluido, como el agua, forme un penacho cerca de una tubería, el fluido tiene una conductancia térmica diferente del suelo seco o relleno. Esto se reflejará en diferentes patrones de temperatura superficial por encima de la ubicación de la fuga. Un radiómetro infrarrojo de alta resolución permite escanear áreas enteras y mostrar los datos resultantes como imágenes con áreas de diferentes temperaturas designadas por diferentes tonos grises en una imagen en blanco y negro o por varios colores en una imagen en color. Este sistema mide solo los patrones de energía superficial, pero los patrones que se miden en la superficie del suelo sobre una tubería enterrada pueden ayudar a mostrar dónde se están formando las fugas de la tubería y los vacíos de erosión resultantes; detecta problemas tan profundos como 30 metros debajo de la superficie del suelo.

Detectores de emisiones acústicas

El escape de líquidos crea una señal acústica cuando pasan a través de un agujero en la tubería. Los sensores acústicos fijados en el exterior de la tubería crean una "huella digital" acústica de la línea base del ruido interno de la tubería en su estado no dañado. Cuando se produce una fuga, se detecta y analiza una señal acústica de baja frecuencia resultante. Las desviaciones de la "huella digital" de referencia indican una alarma. Ahora los sensores tienen una mejor disposición con la selección de la banda de frecuencia, la selección del rango de retardo de tiempo, etc. Esto hace que los gráficos sean más distintos y fáciles de analizar. Hay otras formas de detectar fugas. Los geofonos terrestres con disposición de filtro son muy útiles para determinar la ubicación de la fuga. Ahorra el costo de excavación. El chorro de agua en el suelo golpea la pared interna del suelo u hormigón. Esto creará un ruido débil. Este ruido decaerá cuando salga a la superficie. Pero el sonido máximo solo puede captarse sobre la posición de fuga. Los amplificadores y el filtro ayudan a obtener un ruido claro. Algunos tipos de gases ingresados ​​en la tubería crearán una variedad de sonidos al salir de la tubería.

Tubos detectores de vapor

El método de detección de fugas en el tubo con sensor de vapor implica la instalación de un tubo a lo largo de toda la tubería. Este tubo, en forma de cable, es altamente permeable a las sustancias que se detectarán en la aplicación particular. Si se produce una fuga, las sustancias a medir entran en contacto con el tubo en forma de vapor, gas o disuelto en agua. En caso de fuga, parte de la sustancia con fuga se difunde en el tubo. Después de un cierto período de tiempo, el interior del tubo produce una imagen precisa de las sustancias que lo rodean. Para analizar la distribución de concentración presente en el tubo sensor, una bomba empuja la columna de aire en el tubo más allá de una unidad de detección a una velocidad constante. La unidad detectora en el extremo del tubo del sensor está equipada con sensores de gas. Cada aumento en la concentración de gas resulta en un pronunciado "pico de fuga".

Detección de fugas de fibra óptica

Se están comercializando al menos dos métodos de detección de fugas de fibra óptica: detección de temperatura distribuida (DTS) y detección acústica distribuida (DAS). El método DTS implica la instalación de un cable de fibra óptica a lo largo de la longitud de la tubería que se está monitoreando. Las sustancias a medir entran en contacto con el cable cuando ocurre una fuga, cambiando la temperatura del cable y cambiando el reflejo del pulso del rayo láser, señalando una fuga. La ubicación se conoce midiendo el tiempo de demora entre el momento en que se emitió el pulso láser y la detección del reflejo. Esto solo funciona si la sustancia está a una temperatura diferente del ambiente. Además, la técnica de detección de temperatura de fibra óptica distribuida ofrece la posibilidad de medir la temperatura a lo largo de la tubería. Al escanear toda la longitud de la fibra, se determina el perfil de temperatura a lo largo de la fibra, lo que conduce a la detección de fugas.

El método DAS implica una instalación similar de cable de fibra óptica a lo largo de la longitud de la tubería que se está monitoreando. Las vibraciones causadas por una sustancia que sale de la tubería a través de una fuga cambia el reflejo del pulso del rayo láser, lo que indica una fuga. La ubicación se conoce midiendo el tiempo de demora entre el momento en que se emitió el pulso láser y la detección del reflejo. Esta técnica también se puede combinar con el método de detección de temperatura distribuida para proporcionar un perfil de temperatura de la tubería.


Si necesita más información o si tiene alguna pregunta, sugerencia o comentario, contáctenos en:
Los datos de contacto
TOP

¿OLVIDÓ SUS DETALLES?