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Wachsam sein

22.02.2007 | Autor / Redakteur: Redaktion PROCESS /

Wer bei Transport an Lkws, Schiffe oder Züge denkt, vergisst das große unterirdische Pipeline-Netz. Innerhalb von Deutschland verbinden die Rohrleitungen Seehäfen wie Wilhelmshaven, Rotterdam und Triest mit den Raffinerien im Binnenland. Von dort geht es u.a. an die Standorte der chemischen Industrie, die aus Rohöl oder Erdgas weitere Produkte herstellen.

Wer bei Transport an Lkws, Schiffe oder Züge denkt, vergisst das große unterirdische Pipeline-Netz. Innerhalb von Deutschland verbinden die Rohrleitungen Seehäfen wie Wilhelmshaven, Rotterdam und Triest mit den Raffinerien im Binnenland. Von dort geht es u.a. an die Standorte der chemischen Industrie, die aus Rohöl oder Erdgas weitere Produkte herstellen.

Dabei wird jede Bewegung im Innern der Pipelines streng überwacht. Spätestens seit den Ereignissen in der Ukraine Anfang des Jahres wurde auch der breiten Bevölkerung bewusst, wie viele Milliarden Kubikmeter Gas und Öl unterirdisch transportiert werden. Allein das deutsche Erdgasleitungsnetz ist 380 000 km lang. Das Netz für Mineralöl ist mit rund 3000 km zwar deutlich kleiner, allerdings transportiert es wichtige Rohstoffe der Chemie.

Die Überwachung von Pipelines scheint angesichts der Längen schwierig - trotzdem wird jede Bewegung registriert. Von der Leitwarte bestehen Verbindungen zu allen Messstationen, Schiebern und Pumpen, die Rückmeldung über den Betriebsablauf geben. Jederzeit liegen also umfassende und aktuelle Informationen über den jeweiligen Betriebszustand vor.

Außer dem Verlust der geförderten Medien soll besonders bei Mineralölleitungen die Verschmutzung der Umwelt begrenzt werden. Obwohl die meisten Pipelines schon mehr als 30 Jahre alt sind, gelten sie als sehr sicher. Um nur ein Beispiel zu nennen:

Die EON Ruhrgas hatte trotz einer Leitungslänge von rund 10000 km noch nie ein Leck aus Korrosionsgründen. Die häufigsten Schäden werden durch Bagger bei Grabungsarbeiten verursacht. Dabei lassen sich plötzlich auftretende Lecks meist schnell feststellen, schwieriger wird die Erkennung von kleinsten und schleichenden Mengen.

Dem Leck in der Leitung auf der Spur

Die Automatisierung von Pipelines stellt den Planer und Betreiber vor besondere Herausforderungen. Das Leckagenerkennungs- und Ortungssystem muss über große Distanzen hinweg kritische Parameter überwachen und im Fehlerfall mit schneller und sicherer Reaktion die immensen Gefahren für Menschen, Umwelt und Investitionsgüter abwenden.

Zur Erkennung von Undichtigkeiten hat beispielsweise PSI aus Berlin mehrere voneinander unabhängige Verfahren entwickelt, die entweder einzeln oder in Kombination eingesetzt werden können. Das Leckerkennungs- und -ortungssystem der PSI kann wahlweise integriert mit dem Leitsystem PSIControl Oil oder angekoppelt über Standardschnittstellen wie OPC an die SCADA-Systeme namhafter Hersteller von Automatisierungstechnik eingesetzt werden.

Mit dem Mengenvergleichsverfahren werden in Intervallen von wenigen Minuten die in die Leitung eingegebenen und abgelieferten Mengen verglichen. „Basierend auf einem dynamischen Pipelinemodell werden über ein oder mehrere Zeitfenster die zu- und abfließenden Mengen sowie die Veränderungen des Leitungsinhalts infolge Druckänderungen bilanziert“, erklärt Claude Bernard Josse von PSI. „Dieses Verfahren erfordert allerdings die genaue Erfassung aller Zu- und Abflüsse.“ Dank des dynamischen Modells liefert das Verfahren auch im instationären Zustand sehr gute Resultate.

Beim Gradientenschnittverfahren, welches auf den Durchflussmessungen basiert, ermittelt ein dynamisches Pipelinemodell das zu erwartende Druckprofil. Dieses wird mit dem Profil der gemessenen Drücke verglichen. Im Falle eines Lecks differieren die beiden Profile. Dabei ist die Differenz am Leckort am größten.

Für die genaue Ortung sind eine ausreichende Anzahl von Druckmessungen entlang der Leitung erforderlich. „Optimale Ergebnisse bei der Leckortung erreicht man mit Druckmessgeräten, die über eine Genauigkeit von 60,025 bar oder besser verfügen. Wichtig für die Bilanzierung sind jedoch genaue Mengenmessungen, hier empfehlen wir Geräte mit einem Fehler von weniger als 0,2%“, berichtet Josse.

Bei der plötzlichen Entstehung eines Lecks breitet sich vom Leckort eine negative Druckwelle mit Schallgeschwindigkeit in beiden Richtungen der Pipeline aus. Dieser Druckabfall wird in den beiden Nachbarstationen des Lecks mit hoher zeitlicher Auflösung registriert. Wie schnell eine Leckage angezeigt wird, hängt von mehreren Parametern ab: Leckstrom, Leckort und Grad der Instrumentierung, in diesem Fall Abstand der Druckmessungen.

„Unter optimalen Bedingungen kann das System 30 Sekunden nach Eintritt der Leckage einen Alarm liefern“, berichtet Josse. „Anhand der Druck- und Temperaturverhältnisse wird bei abgeschieberten Leitungsabschnitten der Leitungsinhalt kontinuierlich errechnet. Dadurch können wir auch Auslaufmengen erkennen, die wesentlich geringer sind als bei der Überwachung im laufenden Betrieb.“

Dennoch sind Leckagen nicht immer auf den ersten Blick zu erkennen. „So können beispielsweise andere hydraulische Ereignisse wie das Hochfahren einer Pumpe ähnliche Muster wie ein auftretendes Leck produzieren“, erklärt Beatrice Herrmann von Magnum. Das Darmstädter Unternehmen entwickelte LEO-Pipe.

Dabei handelt es sich um ein modellgestütztes System für das Monitoring von Flüssigkeits- und Gaspipelines. „LEO-Pipe hat nicht nur eigene Zuverlässigkeit und Robustheit unter Beweis gestellt, die Methode wurde außerdem ständig nach den neuesten wissenschaftlichen Erkenntnissen verfeinert.“ Dafür verwendet man ein Echtzeit-Simulationsmodell, dessen Kunst darin besteht, so genau wie möglich zu arbeiten.

Für die Leckdetektion wird aus den Differenzen der gemessenen und berechneten Mediengeschwindigkeiten an Anfang und Ende der Pipeline eine charakteristische Prüfgröße bestimmt. Überschreitet diese Prüfgröße eine Leckschwelle, wird Leckalarm ausgelöst. Die Leckortung erfolgt auch hier durch Detektion der bei plötzlich auftretenden Leckagen entstehenden Druckwelle.

Ein erweitertes Bilanzierungsverfahren berücksichtigt Mediendruck und -temperatur sowie die automatische Leckschwellenanpassung an Pipelinedynamik. „Die Genauigkeit von Leckerkennung und Leckortung wird zum einen durch die gewählte Methode bestimmt, zum anderen aber von der Präzision der eingesetzten Messinstrumente und deren Montageort“, beschreibt Herrmann „Sie ist also von Fall zu Fall verschieden.

Bei modellbasierte Verfahren gilt allgemein für die Leckerkennung eine erreichbare Genauigkeit von 1% (des Nenndurchflusses) und für die Leckortung von 2%.“ Mit LEO-Pipe lassen sich auch schleichende Leckagen erfassen. „Vorausgesetzt die Genauigkeit der Instrumentierung ist ausreichend“, schränkt Herrmann ein. „Das gilt vor allem für die Ruhedrucküberwachung, wo durch ein exaktes thermodynamisches Model sehr kleine Leckagen von 0,01 Liter pro Kubikmeter und Stunde erkannt werden können.“

Entscheidend bei den Systemen ist auch der Blickwinkel, wie Josse von PSI klar stellt. „Wir bieten nicht nur ein System an, sondern eine komplette Lösung der Pipelineüberwachung - immer mit Blick auf die Abnahme durch Sachverständige des TÜV. Ziel ist also nicht nur das Erreichen bestimmter Leistungsmerkmale, sondern immer auch die Erteilung der Betriebsgenehmigung.“

Der Leckageortung Flügel verleihen

Trotz Automatisierung ist die visuelle Überprüfung nach wie vor obligatorisch. So werden in Deutschland die Leitungstrassen - für Ölprodukte mindestens einmal monatlich, die von Gaspipelines alle 14 Tage - durch Begehen oder durch Befliegen mit Hubschraubern überwacht. „Dabei haben die Betreiber im Wesentlichen drei Gefährdungen im Blick: die Leckage, Arbeiten durch Bagger und Erdbewegungen, also Erdbeben“, führt Dr. Dieter Hausamann vom DLR (Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt) aus. „Diese Art der Überwachung verursacht insbesondere bei den Gaspipelines hohe Kosten.“

Das DLR entwickelte gemeinsam mit EON Ruhrgas ein lasergestütztes Gasanalysesystem für Methan, dem Hauptbestandteil des Erdgases. Das System, das im März vorgestellt wurde, lässt sich in einen Hubschrauber einbauen und überprüft aus 100 bis 150 Metern zuverlässig Gasaustritte aus unterirdischen Gasleitungen.

Einen Schritt weiter geht die Überlegung, für die Überwachungsflüge ein unbemanntes Flugobjekt, etwa ein kleines Flugzeug oder einen Paraglider, einzusetzen, das neben dem Lasersystem auch ein Radar für Erdbewegungen und eine Kamera zur Überwachung von Baggerarbeiten mit sich führt. „Dieses Szenario ist durchaus realistisch“, macht Dr. Hausamann deutlich. „Bereits in diesem Jahr soll ein Demonstrationsprojekt starten, das Ölleckagen im Meer erkennt, der Sprung zur Überwachung von Pipelines ist damit nicht mehr so groß.“

Dabei ist die dazu nötige Technik bereits weit entwickelt, jetzt müssen vor allem Aspekte der Flugsicherheit und der Zertifizierung geklärt werden. Die Kombination aus Analysesystem und unbemanntem Flugobjekt dürfte dann so manchen Rundgang erheblich beschleunigen.

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