Duo-Molch findet Risse und Rost in einem Durchlauf

Neuartiges Verfahren halbiert Inspektionszeiten von Pipelines

In der Pipeline-Inspektion gelang GE Energy und dem Forschungszentrum Karlsruhe ein Durchbruch bei der Meßtechnologie: Mit der UltraScan-Duo-Technologie ist es jetzt erstmals möglich, simultan sowohl Korrosion als auch Brüche zu detektieren. Damit erspart man sich rund die Hälfte der Zeit für die Inspektion im Feld.

21. April 2005

Derzeit werden weltweit Rohstoffe wie Öl und Gas durch Pipelines mit einer Gesamtlänge von schätzungsweise mehr als 2 Mio. Streckenkilometern transportiert. Dies entspricht der sechsfachen Entfernung zwischen Erde und Mond. Jährlich kommen zum bestehenden Rohrnetz rund 25.000 km an neuen Hochdruck-Pipelines hinzu. Die Hauptgefahren für Pipelines lauern zumeist in Form von Korrosion, Umwelteinflüssen und Materialermüdung, wodurch sich die Wandstärke der Rohre lokal verringern kann. Solche Schwachstellen können zu Rissen oder Brüchen führen, durch die dann Öl oder Gas austritt. Aus diesem Grund versuchen Pipelinebetreiber derartige Schwachstellen durch den Einsatz von intelligenten ‚Molchen‘ zu identifizieren - noch bevor sie weitaus kostspieligere Probleme verursachen. Solche ‚Molche‘ sind kompakte, elektronische Inspektionsgeräte, die durch Rohrsysteme geschleust werden, um im Pipelinemedienfluß mitzulaufen und dabei sowohl deren innere als auch äußere Wände auf Defekte zu vermessen. Mit der neu entwickelten UltraScan Duo-Technologie spart man in der Regel rund die Hälfte der Zeit, die für den Einsatz im Feld vorgesehen ist. Das heißt, die reine Inspektion einer Pipeline mit diesem Molch - ohne Datenauswertung - kann innerhalb einer Woche erledigt sein. „Zudem ist damit nicht die sonst bei einer Inspektion erforderliche Reduzierung der Durchflußmenge notwendig, wodurch sich die finanziellen Einbußen des Pipelinebetreibers in Grenzen halten und sich im Vergleich zum Einsatz anderer Inspektionsgeräte reduzieren“, erläutert Thomas Wolf, zuständiger Division Manager bei GE Energy. Das Prinzip des neuen Systems lässt sich technologisch mit dem von ‚Phased Array‘-Hochleistungs-Radaranlagen vergleichen, die eine große Zahl von Objekten gleichzeitig abbilden können. Die Sensoren sind in der Lage, zur gleichen Zeit verschiedene Formen von Defekten zu identifizieren - sowohl Abrieb und Rostfraß, die ein senkrechtes Auftreffen der Ultraschallwellen auf die beschädigte Fläche erfordern, als auch Brüche, die nur durch schräg auftreffende Signalwellen erkennbar werden. Somit ist die Neuheit von GE Energy konventionellen Messgeräten weit überlegen, die auf Grund ihrer im Winkel nicht verstellbaren Sensoren pro Pipeline-Durchlauf jeweils nur eine einzige Form von Beschädigung detektieren können.

„Ein Großteil der gesammelten Daten wird direkt im Molch verarbeitet und dort für die weitere Analyse gespeichert“, erläutert Wolf. Zur Auswertung sind diese Informationen später in einem einzigen Datenstrom verfügbar. Dazu Wolf: „Kunden von GE Energy erhalten dadurch einen noch präziseren und darüber hinaus noch schneller verfügbaren Prüfbericht.“

Die zu verwaltenden Datenmengen erreichen dabei gewaltige Dimensionen: Ein ‚Molch‘ sammelt beispielsweise auf einer Länge von 250 km; durch eine rund ein Meter dicke Pipeline geschickt, beträgt die gesammelte Datenmenge rund 15.300 Terabyte. Zum Vergleich: Dies entspricht rund 24 Mio. beschriebenen CDs. Um aus einer solch gewaltigen Datenmenge nur einen Riß oder eine Schwachstelle identifizieren zu können, besteht die Herausforderung vor allem in der Datenreduktion. Durch Einsatz von innovativer Datenverarbeitung kann GE Energy das Rohdatenvolumen auf immerhin rund 100 Gigabyte abspecken, die dann mit Unterstützung intelligenter Software analysiert werden. Je nach Leitungslänge und Technologie können die Berichtszeiten zwischen zwei Wochen und bis zu drei Monaten schwanken. Allgemein gewinnt das Thema Pipelineinspektion an Bedeutung. „Der weltweite Markt wächst derzeit mit rund 10 % pro Jahr“, schätzt Wolf. Das hat mehrere Gründe. „Immer mehr Länder legen zunehmend Wert auf neue Technologien, die die Pipeline-Sicherheit steigern können. Oft werden Pipelinebetreiber durch die nationalen Regulierungsbehörden auditiert. Sie müssen demnach nachweisen, alles technisch Mögliche für die Pipeline-Sicherheit getan zu haben“, weiß der GE-Experte.

Die Kundenanforderungen steigen permanent

Das führe dazu, daß die Anforderungen der Kunden permanent steigen. „Ein entscheidender Grund, warum wir intensiv in die weitere Entwicklung führender Technologien investieren.“ Hier richtet sich der Blick des Pipeline-Experten schon in die Zukunft: „Ein Augenmerk unserer weiteren Entwicklung wird sich auf Lösungen konzentrieren, die es ermöglichen, auch Leitungen zu inspizieren, die sich nach dem heutigen Stand der Molch-Technik nicht inspizieren lassen.“ Beispielsweise denkt man bei GE hier an die Entwicklung von Inspektionsgeräten, die auch enge Bögen und Ventile in Leitungen passieren können. Und auch an Themen wie der direkten Fernabfrage wird gearbeitet: „Für die Konfiguration der Meßgeräte vor und nach der Benutzung ist dies definitiv angedacht“, berichtet Wolf. Eine Fernsteuerung in der Pipeline sei jedoch schon deshalb nicht möglich, weil eine Pipeline ein Faradayscher Käfig ist und somit nur einen sehr geringen Datenaustausch nach außen zuläßt.

Erschienen in Ausgabe: 01/2005