Inspektion von Pipelines Drohne mit Röntgenblick

Forscher bei Siemens entwickeln eine Drohne, die Öl- und Gasrohrleitungen automatisch abfliegen und fotografieren soll. Die Bilder, die von einer Farb- und einer Nah-Infrarot-Kamera aufgenommen werden, sollen Auskunft über die Schichtdicke der Erde über den Rohren geben – zum Schutz von Mensch und Umwelt muss sie mindestens 1 m dick sein.

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Beschädigte Rohrleitungen, die Öl oder Gas transportieren, stellen für Mensch und Umwelt eine Gefahr da. Deswegen müssen sie entsprechend gesetzlicher Vorgaben mindestens von einem Meter Erdreich überdeckt sein. Üblicherweise werden solche Leitungen, die die Erde mit einer Gesamtlänge von mehreren Millionen Kilometern überziehen, alle zwei bis vier Wochen mit einem Hubschrauber zur Inspektion abgeflogen. Jedoch ist jeder dieser Einsätze teuer und den Experten an Bord fehlt der magische Röntgenblick, mit dem erkennen könnten, wie dick die Erdüberdeckung gerade ist.

Schichtdeckenmessung via 3D-Bildanalyse

Siemens entwickelt deswegen smarte Inspektionssysteme für Pipelines, Industrieanlagen und Hochspannungsmasten – und bedient sich dabei an Drohnen und intelligenter 3D-Bildanalyse. Bestückt mit einer Farbkamera und einer Nah-Infrarot-Kamera (NIR-Kamera) fliegt die Drohne eine unterirdische Ferngasleitung entlang einer vorgegebenen Strecke ab und fotografiert die Erdoberfläche. Die Bilder sollen künftig über ein Web-Interface direkt an die Pipeline-Analyseplattform von Siemens übermittelt werden. Aus den Daten wird ein dreidimensionales Oberflächenmodell der Leitungstrasse erstellt, das georeferenziert ist. Das heißt, den Daten werden raumbezogene Informationen zugewiesen.

„Wir erreichen eine Genauigkeit bei der Schichtdickemessung von rund 10 cm“, erklärt Claudia Windisch von Siemens Corporate Technology. Laut der Expertin wird mit dem System eine objektive und wiederholbare Analyse möglich und die Informationsflut wird dank der automatisierten Analyse der Bild- und Prozessdaten auf relevante Ereignisse reduziert. Die ausgewerteten Daten werden schließlich dem Pipeline-Betreiber entweder über ein Web-Interface oder direkt in einem Supervisory Control and Data Acquisition-System (SCADA) zur Verfügung gestellt.

Autonomes System spart Kosten

Mehr als 10 Mio. Euro Verlust verzeichnen Pipeline-Betreiber pro Jahr durch Leckagen, Beschädigungen oder illegale Entnahmen. Tritt ein Leck auf, kann es in schlecht zugänglichen Gebieten oft tagelang dauern, bis das Wartungsteam die Ursache dafür findet. „Erkennt die automatisierte 3D-Analyse Abweichungen frühzeitig, können die Betreiber schneller Gegenmaßnahmen einleiten, um mögliche Schäden oder sogar Ausfälle zu vermeiden“, betont Mike Liepe, Leiter des Siemens Oil-and-Gas-Geschäftsfeldes Pipeline Solutions.

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