Detection des fuites

by / Vendredi, Mars 25 2016 / Publié dans Haute tension

Pipeline détection des fuites est utilisé pour déterminer si et dans certains cas où une fuite s'est produite dans des systèmes contenant des liquides et des gaz. Les méthodes de détection comprennent les tests hydrostatiques après la construction du pipeline et la détection des fuites pendant l'exploitation.

Les réseaux de pipelines constituent le mode de transport le plus économique et le plus sûr pour le pétrole, les gaz et autres produits fluides. En tant que moyen de transport longue distance, les pipelines doivent répondre à des exigences élevées en matière de sécurité, de fiabilité et d’efficacité. S’ils sont correctement entretenus, les pipelines peuvent durer indéfiniment sans fuites. La plupart des fuites importantes qui se produisent sont causées par des dommages causés par des équipements d'excavation à proximité. Il est donc essentiel d'appeler les autorités avant l'excavation pour s'assurer qu'il n'y a pas de pipelines enterrés à proximité. Si un pipeline n'est pas correctement entretenu, il peut commencer à se corroder lentement, en particulier au niveau des joints de construction, des points bas où l'humidité s'accumule ou des endroits présentant des imperfections dans le tuyau. Cependant, ces défauts peuvent être identifiés par des outils d’inspection et corrigés avant qu’ils ne se transforment en fuite. D'autres raisons de fuites incluent les accidents, les mouvements de terre ou le sabotage.

L'objectif principal des systèmes de détection de fuites (LDS) est d'aider les contrôleurs de pipelines à détecter et à localiser les fuites. LDS fournit une alarme et affiche d'autres données connexes aux contrôleurs de pipeline afin d'aider à la prise de décision. Les systèmes de détection de fuites de pipelines sont également bénéfiques car ils peuvent améliorer la productivité et la fiabilité du système grâce à une réduction des temps d'arrêt et du temps d'inspection. Les LDS constituent donc un aspect important de la technologie des pipelines.

Selon le document API « RP 1130 », les LDS sont divisés en LDS internes et LDS externes. Les systèmes internes utilisent des instruments de terrain (par exemple des capteurs de débit, de pression ou de température du fluide) pour surveiller les paramètres internes du pipeline. Les systèmes externes utilisent également des instruments de terrain (par exemple des radiomètres infrarouges ou des caméras thermiques, des capteurs de vapeur, des microphones acoustiques ou des câbles à fibres optiques) pour surveiller les paramètres externes du pipeline.

Règlement

Certains pays réglementent formellement l’exploitation des pipelines.

API RP 1130 « Surveillance informatique des pipelines pour liquides » (États-Unis)

Cette pratique recommandée (RP) se concentre sur la conception, la mise en œuvre, les tests et le fonctionnement de LDS qui utilisent une approche algorithmique. Le but de cette pratique recommandée est d’aider l’exploitant du pipeline à identifier les problèmes pertinents à la sélection, à la mise en œuvre, aux tests et à l’exploitation d’un SDL. Les LDS sont classés en internes et externes. Les systèmes internes utilisent des instruments de terrain (par exemple pour le débit, la pression et la température du fluide) pour surveiller les paramètres internes du pipeline ; ces paramètres de pipeline sont ensuite utilisés pour déduire une fuite. Les systèmes externes utilisent des capteurs locaux dédiés.

TRFL (Allemagne)

TRFL est l'abréviation de « Technische Regel für Fernleitungsanlagen » (Règle technique pour les systèmes de canalisations). Le TRFL résume les exigences relatives aux pipelines soumis à des réglementations officielles. Il couvre les canalisations transportant des liquides inflammables, les canalisations transportant des liquides dangereux pour l'eau et la plupart des canalisations transportant du gaz. Cinq types différents de fonctions LDS ou LDS sont requis :

  • Deux LDS indépendants pour une détection continue des fuites en fonctionnement stable. L'un de ces systèmes ou un système supplémentaire doit également être capable de détecter les fuites lors d'un fonctionnement transitoire, par exemple lors du démarrage de la canalisation.
  • Un LDS pour la détection des fuites pendant le fonctionnement à l'arrêt
  • Un LDS pour les fuites rampantes
  • Un LDS pour une localisation rapide des fuites

Exigences

API 1155 (remplacé par l'API RP 1130) définit les exigences importantes suivantes pour un LDS :

  • Sensibilité : Un LDS doit garantir que la perte de liquide résultant d’une fuite est aussi faible que possible. Cela impose deux exigences au système : il doit détecter les petites fuites et il doit les détecter rapidement.
  • Fiabilité : L'utilisateur doit pouvoir faire confiance au LDS. Cela signifie qu'il doit signaler correctement toute alarme réelle, mais il est tout aussi important qu'il ne génère pas de fausses alarmes.
  • Précision : certains LDS sont capables de calculer le débit et l'emplacement de la fuite. Cela doit être fait avec précision.
  • Robustesse : Le LDS devrait continuer à fonctionner dans des circonstances non idéales. Par exemple, en cas de panne d'un transducteur, le système doit détecter la panne et continuer à fonctionner (éventuellement avec des compromis nécessaires tels qu'une sensibilité réduite).

Conditions stationnaires et transitoires

En régime permanent, le débit, les pressions, etc. dans le pipeline sont (plus ou moins) constants dans le temps. En conditions transitoires, ces variables peuvent changer rapidement. Les changements se propagent comme des vagues dans le pipeline à la vitesse du son du fluide. Des conditions transitoires se produisent dans un pipeline, par exemple au démarrage, si la pression à l'entrée ou à la sortie change (même si le changement est faible), et lorsqu'un lot change, ou lorsque plusieurs produits sont dans le pipeline. Les gazoducs sont presque toujours dans des conditions transitoires, car les gaz sont très compressibles. Même dans les conduites de liquides, les effets transitoires ne peuvent généralement pas être ignorés. Le LDS devrait permettre la détection des fuites dans les deux conditions afin de fournir une détection des fuites pendant toute la durée d'exploitation du pipeline.

LDS basé en interne

Présentation du LDS interne

Les systèmes internes utilisent des instruments de terrain (par exemple pour le débit, la pression et la température du fluide) pour surveiller les paramètres internes du pipeline ; ces paramètres de pipeline sont ensuite utilisés pour déduire une fuite. Le coût du système et la complexité du LDS interne sont modérés car ils utilisent des instruments de terrain existants. Ce type de LDS est utilisé pour répondre aux exigences de sécurité standard.

Surveillance de pression/débit

Une fuite modifie le système hydraulique du pipeline et modifie donc les lectures de pression ou de débit après un certain temps. La surveillance locale de la pression ou du débit en un seul point peut donc permettre une détection simple des fuites. Comme cela se fait localement, cela ne nécessite en principe aucune télémétrie. Cependant, il n’est utile qu’en régime permanent et sa capacité à gérer les gazoducs est limitée.

Ondes de pression acoustique

La méthode des ondes de pression acoustique analyse les ondes de raréfaction produites lors d’une fuite. Lorsqu'une paroi de pipeline se brise, un fluide ou un gaz s'échappe sous la forme d'un jet à grande vitesse. Cela produit des ondes de pression négatives qui se propagent dans les deux sens à l’intérieur du pipeline et peuvent être détectées et analysées. Les principes de fonctionnement de la méthode reposent sur la caractéristique très importante des ondes de pression de se propager sur de longues distances à la vitesse du son guidé par les parois du pipeline. L'amplitude d'une onde de pression augmente avec la taille de la fuite. Un algorithme mathématique complexe analyse les données des capteurs de pression et est capable, en quelques secondes, d'indiquer l'emplacement de la fuite avec une précision inférieure à 50 m (164 pieds). Les données expérimentales ont montré la capacité de la méthode à détecter les fuites de moins de 3 mm (0.1 pouce) de diamètre et à fonctionner avec le taux de fausses alarmes le plus bas du secteur : moins d'une fausse alarme par an.

Cependant, la méthode n'est pas en mesure de détecter une fuite continue après l'événement initial : après la rupture (ou la rupture) de la paroi du pipeline, les ondes de pression initiales s'atténuent et aucune onde de pression ultérieure n'est générée. Par conséquent, si le système ne parvient pas à détecter la fuite (par exemple, parce que les ondes de pression ont été masquées par des ondes de pression transitoires provoquées par un événement opérationnel tel qu'un changement de pression de pompage ou une commutation de vanne), le système ne détectera pas la fuite en cours.

Méthodes d'équilibrage

Ces méthodes reposent sur le principe de conservation de la masse. En régime permanent, le débit massique \point{M}_I entrer dans un pipeline sans fuite équilibrera le débit massique \dot{M}_O le quitter; toute baisse de masse à la sortie du pipeline (déséquilibre de masse \dot{M}_I - \dot{M}_O) indique une fuite. Mesure des méthodes d’équilibrage \point{M}_I et \dot{M}_O à l'aide de débitmètres et enfin calculer le déséquilibre qui est une estimation du débit de fuite réel et inconnu. Comparaison de ce déséquilibre (généralement surveillé sur plusieurs périodes) à un seuil d'alarme de fuite \gamma génère une alarme si ce déséquilibre est surveillé. Les méthodes d'équilibrage améliorées prennent également en compte le taux de variation de l'inventaire de masse du pipeline. Les noms utilisés pour les techniques d'équilibrage de ligne améliorées sont l'équilibre volumique, l'équilibre volumique modifié et l'équilibre massique compensé.

Méthodes statistiques

Les LDS statistiques utilisent des méthodes statistiques (par exemple issues du domaine de la théorie de la décision) pour analyser la pression/débit en un seul point ou le déséquilibre afin de détecter une fuite. Cela ouvre la possibilité d’optimiser la décision en matière de fuite si certaines hypothèses statistiques sont vérifiées. Une approche courante consiste à utiliser la procédure de test d'hypothèse

\text{Hypothèse }H_0 :\text{Aucune fuite}
\text{Hypothèse }H_1 :\text{Fuite}

Il s’agit d’un problème de détection classique, et il existe diverses solutions connues grâce aux statistiques.

Méthodes RTTM

RTTM signifie « Modèle transitoire en temps réel ». RTTM LDS utilise des modèles mathématiques de l'écoulement dans un pipeline en utilisant des lois physiques de base telles que la conservation de la masse, la conservation de la quantité de mouvement et la conservation de l'énergie. Les méthodes RTTM peuvent être considérées comme une amélioration des méthodes d’équilibrage car elles utilisent en outre le principe de conservation de la quantité de mouvement et de l’énergie. Un RTTM permet de calculer en temps réel le débit massique, la pression, la densité et la température en chaque point du pipeline à l’aide d’algorithmes mathématiques. RTTM LDS peut facilement modéliser un écoulement stable et transitoire dans un pipeline. Grâce à la technologie RTTM, les fuites peuvent être détectées en régime permanent et en conditions transitoires. Avec une instrumentation fonctionnant correctement, les taux de fuite peuvent être estimés fonctionnellement à l’aide des formules disponibles.

Méthodes E-RTTM

Flux de signal Modèle transitoire en temps réel étendu (E-RTTM)

E-RTTM signifie « Extended Real-Time Transient Model », utilisant la technologie RTTM avec des méthodes statistiques. Ainsi, la détection des fuites est possible en régime permanent et transitoire avec une sensibilité élevée, et les fausses alarmes seront évitées grâce à des méthodes statistiques.

Pour la méthode résiduelle, un module RTTM calcule des estimations \hat{\dot{M}}_I, \hat{\dot{M}}_O pour le DÉBIT MASSIQUE à l'entrée et à la sortie, respectivement. Cela peut être fait en utilisant des mesures pour la parfaite pression et température à l'entrée (pi, T_I) et sortie (p_O, À). Ces débits massiques estimés sont comparés aux débits massiques mesurés \point{M}_I, \dot{M}_O, donnant les résidus x=\dot{M}_I - \hat{\dot{M}}_I et y=\dot{M}_O - \hat{\dot{M}}_O. Ces résidus sont proches de zéro s'il n'y a pas de fuite ; sinon les résidus présentent une signature caractéristique. Dans une étape suivante, les résidus font l'objet d'une analyse de signature de fuite. Ce module analyse leur comportement temporel en extrayant et en comparant la signature de fuite avec les signatures de fuite dans une base de données (« empreinte digitale »). L'alarme de fuite est déclarée si la signature de fuite extraite correspond à l'empreinte digitale.

LDS basé en externe

Les systèmes externes utilisent des capteurs locaux dédiés. De tels LDS sont très sensibles et précis, mais le coût du système et la complexité de l'installation sont généralement très élevés ; les applications sont donc limitées à des zones particulières à haut risque, par exemple à proximité de rivières ou de zones naturelles protégées.

Câble de détection de fuite d'huile numérique

Les câbles de détection numérique sont constitués d'une tresse de conducteurs internes semi-perméables protégés par une tresse moulée isolante perméable. Un signal électrique passe à travers les conducteurs internes et est surveillé par un microprocesseur intégré à l'intérieur du connecteur du câble. Les fluides qui s'échappent traversent la tresse perméable externe et entrent en contact avec les conducteurs semi-perméables internes. Cela provoque une modification des propriétés électriques du câble détectée par le microprocesseur. Le microprocesseur peut localiser le fluide avec une résolution d'un mètre sur toute sa longueur et fournir un signal approprié aux systèmes de surveillance ou aux opérateurs. Les câbles de détection peuvent être enroulés autour des pipelines, enterrés sous la surface avec des pipelines ou installés dans une configuration tuyau dans tuyau.

Tests de pipeline radiométriques infrarouges

 

Thermogramme aérien d'un oléoduc de cross-country enterré révélant une contamination souterraine causée par une fuite

Les tests thermographiques infrarouges des pipelines se sont révélés à la fois précis et efficaces pour détecter et localiser les fuites souterraines des pipelines, les vides causés par l'érosion, la détérioration de l'isolation des pipelines et un mauvais remblai. Lorsqu'une fuite de pipeline a permis à un fluide, tel que l'eau, de former un panache près d'un pipeline, le fluide a une conductance thermique différente de celle du sol sec ou du remblai. Cela se reflétera dans différents modèles de température de surface au-dessus de l'emplacement de la fuite. Un radiomètre infrarouge haute résolution permet de numériser des zones entières et d'afficher les données résultantes sous forme d'images avec des zones de températures différentes désignées par des tons de gris différents sur une image en noir et blanc ou par différentes couleurs sur une image en couleur. Ce système mesure uniquement les modèles d'énergie de surface, mais les modèles mesurés à la surface du sol au-dessus d'un pipeline enterré peuvent aider à montrer où se forment les fuites du pipeline et les vides d'érosion qui en résultent ; il détecte les problèmes jusqu’à 30 mètres sous la surface du sol.

Détecteurs d'émission acoustique

Les liquides qui s'échappent créent un signal acoustique lorsqu'ils traversent un trou dans le tuyau. Des capteurs acoustiques fixés à l’extérieur du pipeline créent une « empreinte » acoustique de base de la ligne à partir du bruit interne du pipeline dans son état intact. Lorsqu'une fuite se produit, un signal acoustique basse fréquence résultant est détecté et analysé. Les écarts par rapport à « l’empreinte digitale » de base signalent une alarme. Désormais, les capteurs sont mieux agencés avec la sélection de la bande de fréquence, la sélection de la plage de temporisation, etc. Cela rend les graphiques plus distincts et plus faciles à analyser. Il existe d'autres moyens de détecter les fuites. Les géophones au sol équipés de filtres sont très utiles pour localiser l'emplacement de la fuite. Cela permet d'économiser les coûts d'excavation. Le jet d’eau présent dans le sol frappe la paroi interne du sol ou du béton. Cela créera un faible bruit. Ce bruit diminuera en remontant à la surface. Mais le son maximum ne peut être capté qu’au-dessus de la position de fuite. Les amplificateurs et les filtres aident à obtenir un bruit clair. Certains types de gaz entrant dans le pipeline créeront une gamme de sons à la sortie du tuyau.

Tubes capteurs de vapeur

La méthode de détection des fuites par tube détecteur de vapeur implique l’installation d’un tube sur toute la longueur du pipeline. Ce tube – sous forme de câble – est hautement perméable aux substances à détecter dans l'application particulière. En cas de fuite, les substances à mesurer entrent en contact avec le tube sous forme de vapeur, de gaz ou dissoutes dans l'eau. En cas de fuite, une partie de la substance qui s'échappe se diffuse dans le tube. Après un certain temps, l’intérieur du tube produit une image précise des substances entourant le tube. Afin d'analyser la répartition des concentrations présentes dans le tube capteur, une pompe pousse la colonne d'air dans le tube devant une unité de détection à une vitesse constante. L'unité de détection située à l'extrémité du tube capteur est équipée de capteurs de gaz. Chaque augmentation de la concentration de gaz entraîne un « pic de fuite » prononcé.

Détection de fuite par fibre optique

Au moins deux méthodes de détection des fuites par fibre optique sont en cours de commercialisation : la détection distribuée de la température (DTS) et la détection acoustique distribuée (DAS). La méthode DTS implique l’installation d’un câble à fibre optique le long du pipeline surveillé. Les substances à mesurer entrent en contact avec le câble lorsqu'une fuite se produit, modifiant la température du câble et modifiant la réflexion de l'impulsion du faisceau laser, signalant une fuite. L'emplacement est connu en mesurant le délai entre le moment où l'impulsion laser a été émise et le moment où la réflexion est détectée. Cela ne fonctionne que si la substance est à une température différente de celle de l'environnement ambiant. De plus, la technique distribuée de détection de température par fibre optique offre la possibilité de mesurer la température le long du pipeline. En balayant toute la longueur de la fibre, le profil de température le long de la fibre est déterminé, conduisant à la détection des fuites.

La méthode DAS implique une installation similaire de câble à fibre optique sur toute la longueur du pipeline surveillé. Les vibrations provoquées par une substance sortant du pipeline via une fuite modifient la réflexion de l’impulsion du faisceau laser, signalant une fuite. L'emplacement est connu en mesurant le délai entre le moment où l'impulsion laser a été émise et le moment où la réflexion est détectée. Cette technique peut également être combinée avec la méthode de détection distribuée de la température pour fournir un profil de température du pipeline.

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