Über das Projekt
BRUA (Bulgarien – Rumänien – Ungarn – Österreich) ist ein strategischer, 479 Kilometer langer Transportkorridor für Erdgas. Er ermöglicht Rumänien den Zugang zu Erdgastransportwegen vom Kaspischen Meer nach Mitteleuropa und unterstützt zugleich die Erschließung zusätzlicher Gasvorkommen im Schwarzen Meer.
Die Pipeline hat einen Durchmesser von 32 Zoll und ist für einen Betriebsdruck von 63 bar ausgelegt. Entlang der Trasse wurde ein Glasfaserkabel für Kommunikations- und Überwachungszwecke verlegt.
Der rumänische Abschnitt der BRUA-Pipeline wurde 2020 fertiggestellt und verläuft durch Gebiete mit intensiver Bautätigkeit und landwirtschaftlicher Nutzung. In einigen Abschnitten besteht zudem ein Risiko von Erdrutschen. Um potenziell schädliche Fremdeinwirkungen (third party interference, TPI) in der Nähe der vergrabenen Pipeline sowie mögliche Gaslecks frühzeitig zu erkennen, beauftragte der Betreiber die Installation eines faseroptischen Distributed Acoustic Sensing (DAS)-Systems. Dadurch können Wartungsteams im Bedarfsfall schnell reagieren.
Die Lösung
Die Überwachungslösung besteht aus zehn einkanaligen N5200A DAS-Systemen mit einer Messreichweite von 50 bzw. 70 Kilometern, abhängig vom Abstand zwischen den Schieberstationen. Jedes System ist an eine dedizierte Singlemode-Faser innerhalb des Glasfaserkabels angeschlossen, das in einem Leerrohr verlegt wurde. Dieses Leerrohr befindet sich in 2-Uhr-Position, etwa 30 Zentimeter von der Pipelinewand entfernt.
Alle Sensoreinheiten sind in standardisierten 19-Zoll-Schränken untergebracht, die in zehn Zwischenstationen entlang der Pipeline installiert sind. Zwei separate Server mit der zentralen Bedienoberfläche SmartVision sind so konfiguriert, dass sie Alarmmeldungen visualisieren und an das SCADA-System weiterleiten.
Abbildung 1 zeigt die Pipeline mit dem Glasfaser-Leerrohr während der Installationsphase sowie einen Überwachungsschrank in einer der Schieberstationen.
Die DAS-Lösung ist so konfiguriert, dass sie das gesamte Pipelinesystem in Echtzeit überwacht, die akustische Energie über Zeit und Entfernung in Form von Wasserfalldiagrammen visualisiert, die Messdaten auf internen Speichern ablegt und bei potenziellen Gefahren automatisch einen Alarm auslöst. Die Alarmmeldung enthält Informationen zum Ereignistyp, zur Uhrzeit und zur exakten Position der Bedrohung.
Während die Erkennung von Fremdeinwirkungen (TPI) auf der Identifikation von niederfrequenten Vibrationen mit hoher Amplitude basiert, die typischerweise durch mechanische Eingriffe im Boden entstehen, beruht die Klassifizierung von Leckereignissen auf der Erfassung hochfrequenter Signale in Kombination mit einer Temperaturveränderung. Diese Temperaturänderung wird durch die integrierte Distributed Temperature Gradient Sensing (DTGS)-Technologie detektiert.
Im Fall eines Gasaustritts ist bei einem Druck von 63 bar mit einem markanten lokalen Temperaturabfall zu rechnen, verursacht durch den Joule-Thomson-Effekt, der sich in Form eines Kälteflecks entlang der Pipeline abbildet.
Die Alarmbenachrichtigung wird auf der AP Sensing Monitoring-Plattform SmartVision visualisiert (siehe Abbildung 2) und über das IEC-60870-5-104-Protokoll an das SCADA-System weitergeleitet. Im Falle von Fremdeinwirkungen (TPI), Gaslecks oder Faserbrüchen wird der Ereignisort in der Kartenansicht von SmartVision hervorgehoben. Zusätzlich erscheint eine Benachrichtigung mit Angabe des Ereignistyps, Zeitstempels, der Dauer, der Position entlang der Faser bzw. Pipeline, den GPS-Koordinaten sowie dem nächstgelegenen Orientierungspunkt.
Ergebnisse
Im Rahmen des Site Acceptance Tests (SAT) wurden reale potenzielle Bedrohungen simuliert, indem an mehreren Stellen in wenigen Metern Entfernung zur Pipeline gezielte Baggerarbeiten durchgeführt wurden. Abbildung 3 zeigt ein Beispiel eines solchen Baggertests, inklusive des Wasserfalldiagramms des DAS-Systems und der zugehörigen Alarmmeldung in SmartVision.
Das Signalprofil konnte von den DAS-Algorithmen korrekt klassifiziert werden, und die Position der Aktivität wurde präzise auf der Karte angezeigt, einschließlich der exakten Pipelineposition und der GPS-Koordinaten.
Die Verfolgung von Molchen (Pipeline Inspection Gauge, PIGs) ist ebenfalls eine Funktion, die das DAS-System standardmäßig bietet. Während der Inspektions- und Reinigungsprozesse erzeugt das PIG in der Regel starke Vibrationen, die vom entlang der Pipeline installierten Glasfaserkabel erfasst und vom DAS-System gemessen werden. Diese Vibrationen liefern Echtzeitinformationen über die Position und Geschwindigkeit des PIGs.
Besonders im Fall von Blockaden, beispielsweise durch Ablagerungen oder mechanische Schäden, kann ein PIG stecken bleiben. In einem solchen Fall lässt sich die zuletzt ermittelte Position mithilfe des DAS-Systems genau bestimmen. Dies reduziert das Risiko, das PIG zu verlieren, und unterstützt den Betreiber bei der schnellen Lokalisierung.
Im Rahmen des Projekts wurden mehrere PIG-Fahrten entlang der BRUA-Pipeline erfolgreich durchgeführt , darunter Reinigungs-PIGs zur Entfernung von Ablagerungen sowie Prüf-PIGs zur Kontrolle des Leitungsquerschnitts und zur Erkennung möglicher Verformungen. Mit Unterstützung der DAS-Systeme von AP Sensing konnten diese Einsätze zuverlässig überwacht werden.
Abbildung 4 zeigt ein Reinigungs-PIG, das vor dem Einsatz eines intelligenten Prüf-PIGs mit integrierten Sensoren zur Zustandsbewertung der Pipeline verwendet wurde. Das Wasserfalldiagramm visualisiert den Signalverlauf des PIGs, das sich mit etwa 10–12 km/h bewegte und dabei Druckwellen mit einer Geschwindigkeit von 430–450 m/s erzeugte.
Während der Inbetriebnahme wurde entlang der gesamten 479 km langen Trasse ein sogenanntes Fiber-to-Asset-Mapping durchgeführt, um Abweichungen zwischen der Glasfaserlänge und der tatsächlichen Pipeline-Geometrie zu korrigieren. Diese Kalibrierung erhöhte die Genauigkeit der Ereignisortung auf etwa die Gitterlänge des 70 km-Messsystems. Ein Beispiel für einen Faserbruch, der während der Inbetriebnahme auftrat, ist in Abbildung 5 dargestellt. Bemerkenswert ist, dass das DAS-System die Pipeline bis zum Ort des Faserbruchs weiterhin lückenlos überwacht.
Auf Basis der erfolgreichen Systemleistung wird der BRUA-Korridor derzeit um eine neue 310 km lange Pipelineverbindung zum Schwarzen Meer erweitert. Im Rahmen dieser Ausbauphase werden sechs weitere DAS-Systeme von AP Sensing installiert. Nach Fertigstellung deckt die integrierte Überwachungslösung rund 800 km kritische Pipelineinfrastruktur ab – eine der umfangreichsten DFOS-Anwendungen weltweit und ein klares Zeichen für das Vertrauen des Betreibers in die Technologie von AP Sensing.
Fazit
Der Einsatz der DAS-Überwachungssysteme von AP Sensing hat sich als effiziente Lösung zur Erkennung von Fremdeinwirkungen (TPI) und zur Verfolgung von PIGs in Pipelineanwendungen bewährt. Seit der Inbetriebnahme konnten bereits mehrere reale Aktivitäten in der Nähe der Pipeline korrekt identifiziert werden.
Darüber hinaus konnten potenzielle Faserbrüche infolge von Erdrutschen präzise lokalisiert werden. Dies bietet dem Wartungsteam eine zusätzliche Möglichkeit, schnell zu reagieren und wertvolle Zeit zu sparen.
Auch Reinigungs- und Inspektionsfahrten profitierten von den Möglichkeiten der DAS-Systeme, die während der gesamten Kampagne zuverlässige Informationen zur Position und Geschwindigkeit der PIGs in Echtzeit lieferten.