En primer lugar, la dirección de desarrollo detubería de aceroTecnología de inspección. Durante la operación de oleoductos y gasoductos de acero de larga distancia, estos suelen sufrir corrosión tanto interna como externa. La corrosión interna se debe principalmente a la acción combinada del medio de transporte, la acumulación de líquido en la tubería, la suciedad y la tensión interna. La corrosión externa suele deberse a daños y fallas en el revestimiento. La corrosión interna generalmente se trata mediante la gestión del estado y la adición de inhibidores de corrosión. En los últimos años, gracias al fortalecimiento de la gestión de la operación de oleoductos por parte de los propietarios y a los estrictos requisitos para los medios de transporte, la corrosión interna se ha controlado en gran medida. Actualmente, el principal desarrollo del control de la corrosión en oleoductos y gasoductos de larga distancia, tanto nacionales como internacionales, se centra en la protección contra la corrosión externa, por lo que la inspección de oleoductos también se centra en los defectos del revestimiento y los defectos en las tuberías causados por la corrosión externa. En los últimos años, con la popularización y aplicación generalizada de la tecnología informática, la tecnología de detección, tanto nacional como internacional, se ha desarrollado rápidamente, y la tecnología de detección de oleoductos ha formado gradualmente dos ramas: la detección interna y externa de oleoductos (detección de revestimiento y detección inteligente). Normalmente, el revestimiento se daña y la tubería por debajo de la falla también se corroe. El propósito de la tecnología de detección externa de tuberías es determinar la efectividad del recubrimiento y la protección catódica, así como detectar defectos de corrosión en el cuerpo de la tubería mediante la inspección de pozos. La mayoría de las tuberías actuales con condiciones de detección norte-interior son bastante efectivas. La tecnología de inspección en tuberías se utiliza principalmente para detectar defectos como corrosión interna y externa, deformación local y grietas en las soldaduras, y también permite evaluar indirectamente la integridad del recubrimiento.
En segundo lugar, la tecnología de detección fuera de la tubería. Las tuberías enterradas suelen utilizar un sistema de protección compuesto por revestimiento y protección eléctrica (CP) para controlar la corrosión externa. Estos dos métodos desempeñan un papel complementario: el revestimiento es protección catódica, es decir, económica y eficaz, la protección catódica permite controlar el revestimiento donde se producen poros o daños. Este método es reconocido como el mejor método de protección y ha sido ampliamente utilizado en el control de la corrosión de tuberías enterradas. El revestimiento es la primera línea de defensa para proteger las tuberías enterradas de la corrosión externa, y su efecto protector afecta directamente la eficiencia de trabajo de la corriente de protección eléctrica. El documento n.º 7 de la Conferencia Anual NACE993 señaló: "El revestimiento correcto debe ser Los componentes enterrados proporcionan el 99% de las necesidades de protección, mientras que el % restante lo proporciona la protección catódica". Por lo tanto, se requiere que el revestimiento tenga buenas propiedades integrales como aislamiento eléctrico, adhesión, continuidad y resistencia a la corrosión, y el mantenimiento de su integridad es muy importante. El rendimiento integral del recubrimiento se ve afectado por numerosos factores, como los materiales de recubrimiento, la tecnología de relleno, la calidad de la construcción, el entorno de corrosión, el nivel de gestión, etc. Tras un período de funcionamiento de la tubería, su rendimiento integral se deteriora en diversos grados, lo que se manifiesta como envejecimiento, grietas, desprendimiento, daños y otras afecciones. La superficie del cuerpo de la tubería se corroe debido al contacto directo o indirecto con el aire y el suelo. Si el recubrimiento no se detecta y mantiene eficazmente, se producirán perforaciones, roturas y accidentes por daños en la tubería.
La tecnología de detección de revestimientos consiste en utilizar equipos especiales para detectar el rendimiento integral del revestimiento sin contacto con el suelo, sin excavar la tubería. Esto permite localizar de forma científica, precisa y económica los defectos de envejecimiento y daño del revestimiento, determinar su magnitud y realizar estadísticas clasificadas. Además, se realiza una evaluación exhaustiva del tamaño y la cantidad de defectos y se propone un plan de rectificación para guiar al propietario del oleoducto a comprender el estado del revestimiento y realizar un mantenimiento práctico para garantizar su integridad. La implementación nacional de la tecnología de detección de tuberías comenzó a mediados de la década de 1980. Los métodos de detección incluyen principalmente la detección estándar de potencial de tubería/tierra, la prueba de resistencia de aislamiento de revestimientos de Pearson y la prueba de corriente de tuberías. Los resultados de las pruebas son importantes en la evaluación general del revestimiento, pero aún existe una gran brecha en la localización precisa de defectos y en la orientación razonable para la revisión. En los últimos años, gracias a los préstamos del Banco Mundial y a los intercambios con empresas de oleoductos extranjeras, los equipos de prueba externa de tuberías son relativamente económicos y fáciles de operar. La tecnología externa de tuberías extranjeras se ha utilizado ampliamente en las pruebas de revestimiento de oleoductos y gasoductos nacionales de larga distancia. La tecnología de detección ha alcanzado el nivel de los países desarrollados avanzados, y las tecnologías de detección externa que se utilizan ampliamente en el trabajo real incluyen principalmente: detección de potencial de tierra/tubo estándar, detección de Pearson, prueba de potencial de paso cercano, prueba de corriente de audiencia de múltiples frecuencias y prueba de gradiente de CC.
1. Tecnología estándar de detección de posición de tubería/sitio (P/S). Esta tecnología se utiliza principalmente para monitorear la efectividad de la protección catódica. Para ello, se utiliza un multímetro para medir el potencial entre el electrodo de CU/CuSO₄ conectado a tierra y un punto determinado de la superficie metálica de la tubería. Mediante la curva de distancia potencial, se comprende la distribución de potencial para distinguir la diferencia entre el potencial actual y el potencial previo y medir el estado del recubrimiento, considerando si el potencial de protección catódica medido cumple con la norma. Este método es rápido y sencillo, y se sigue utilizando ampliamente en la gestión y el monitoreo diarios del recubrimiento y la protección catódica de tuberías por parte de los departamentos de gestión de tuberías.
2. Tecnología de monitoreo Pearson (PS). Esta tecnología se utiliza para detectar defectos y áreas defectuosas en el recubrimiento. Dado que no requiere corriente de protección catódica, solo se requiere cargar en la tubería la señal de CA (000 Hz) del transmisor, lo que facilita su operación, rápida y ampliamente utilizada en el monitoreo de recubrimientos. Sin embargo, la precisión de los resultados de detección es baja debido a la interferencia de la corriente externa. Los diferentes grupos de suelo y secciones de recubrimiento pueden causar cambios en la señal, y la evaluación de los defectos y su tamaño depende de la experiencia del operador.
3. Tecnología de prueba de potencial de intervalo cerrado (CIS, CIPS). La prueba de potencial de intervalo cerrado (Estudio de Intervalo Cerrado) y el monitoreo del potencial de polarización de intervalo cerrado (Estudio de Potencial de Intervalo Cerrado) son similares al método estándar de prueba de potencial de tubo a tierra (P/S). Su esencia es la prueba encriptada de potencial de tubo a tierra y la tecnología de prueba encriptada de potencial de apagado. Al probar el potencial intensivo y el potencial intensivo de la protección catódica en la tubería, se puede determinar la efectividad de la protección catódica y se puede encontrar indirectamente la posición y el tamaño del defecto para reflejar el estado del recubrimiento. Este método también tiene limitaciones: su tasa de precisión es baja, depende de la experiencia del operador, es susceptible a interferencias externas y algunos errores de lectura pueden alcanzar los 200-300 mV.
4. Prueba de corriente de tubo multifrecuencia PCM. El método de punto medio de tubo multifrecuencia es una nueva tecnología para monitorear fugas de revestimiento y un método mejorado de detección de revestimiento basado en el método de prueba de gradiente de corriente de tubo. Utiliza el instrumento PCM, relativamente avanzado en la actualidad, mide la corriente según el intervalo de detección conocido, mide la distribución del gradiente de corriente y muestra una vista general de toda la tubería. Permite localizar de forma rápida y económica la sección de la tubería con fugas de señal de corriente importantes y pasar la prueba. La computadora analiza y evalúa el estado del revestimiento y, a continuación, utiliza el marco en "A" del instrumento PCM para detectar el gradiente de potencial superficial y localizar con precisión el punto de ruptura. Este método es compatible con tuberías de diferentes especificaciones y materiales. Puede detectar toda la tubería a larga distancia y se ve menos afectado por los cambios en los materiales del revestimiento y el entorno del terreno. El valor de resistencia superficial Rg se utiliza para dividir el grado técnico del revestimiento de la tubería, evaluar su estado y proponer el método de mantenimiento. Mediante una bobina de acoplamiento dedicada, también puede realizar inspecciones de revestimiento en tuberías submarinas.
5. Método de gradiente de potencial de CC (DCVG). Este método detecta el gradiente de potencial generado en el suelo por la corriente de protección catódica que fluye hacia la parte dañada del revestimiento de la tubería enterrada (es decir, la caída de IR del suelo) y calcula el revestimiento basándose en el porcentaje de caída de IR. El tamaño del defecto de la capa tiene la ventaja de no verse afectado por la corriente alterna, y al determinar si la corriente fluye hacia dentro o hacia fuera de la tubería, también se puede determinar si la tubería presenta corrosión.
6. Comparación de varios métodos de prueba. En los últimos años, el autor ha probado la efectividad del recubrimiento y la protección catódica en varias tuberías, como las líneas Sichuan Long-Cang, Gong-Zi, Lu-Wei y Shen-Dao. Por un lado, se compararon los métodos mencionados y se descubrió que todas las tecnologías de detección de defectos de recubrimiento se implementan mediante la carga de señales de CC o CA en la tubería, y la diferencia radica únicamente en la estructura, el rendimiento y la función. Cada método tiene su énfasis y es convincente para evaluar el rendimiento integral del recubrimiento, pero cada uno tiene sus ventajas y desventajas. Para superar las limitaciones de una sola tecnología de detección, el autor descubrió que la combinación de varios métodos para detectar defectos de recubrimiento puede compensar las deficiencias de varias tecnologías durante la inspección in situ. Para tuberías protegidas con protección catódica, primero consulte el valor de prueba en el registro de gestión diaria (P/S) y luego utilice la tecnología CIPS para medir el potencial de la tubería a tierra. El potencial de corte de energía medido permite determinar el efecto del sistema de protección catódica. Tras detectar posibles defectos en el recubrimiento, se utiliza la tecnología DCVG para determinar las características del cátodo y el ánodo de cada defecto. Finalmente, se utiliza la DCVG para determinar la posición central del defecto. Además, se utiliza la caída de IR causada por la corriente de fuga medida que fluye a través del suelo para determinar el tamaño y la gravedad del defecto. Esto sirve de base para la selección de reparaciones. En tuberías sin protección catódica, se puede utilizar la tecnología de prueba PCM para determinar la sección de tubería con una fuga de señal de corriente grave. Posteriormente, la tecnología de detección de marco en "A" o Pearson utilizada en PCM permite localizar con precisión el punto de daño en el recubrimiento y determinar su magnitud. La tecnología de prueba PCM también se puede utilizar en tuberías con protección catódica, y su precisión de detección es ligeramente inferior a la de la tecnología DCVG. Dado que todas las técnicas de detección de recubrimientos aplican señales eléctricas en la tubería, existen algunas deficiencias en varias técnicas, lo que impide detectar algunos defectos. No pueden fluir al suelo formando un bucle y solo se pueden buscar por otros medios. Debido al efecto de protección, no es adecuado para cruzar tuberías con revestimientos; todas las tecnologías no pueden determinar si el revestimiento se desprende.
En tercer lugar, la tecnología de detección en tuberías La tecnología de detección en tuberías consiste en añadir varios equipos de pruebas no destructivas (NDT) al raspador de isla (PIG) y cambia la no inteligencia que se utilizaba originalmente para la limpieza por la recopilación, el procesamiento y el almacenamiento de información. El detector inteligente de defectos en tuberías (SMART PIG) con múltiples funciones puede detectar defectos en las tuberías mediante el movimiento del raspador en la tubería. Ya en 965, Tuboscopc Company de los Estados Unidos aplicó con éxito la tecnología de pruebas no destructivas (NDT) de fuga de flujo magnético (MFL) a la detección interna de oleoductos y gasoductos de larga distancia, y también se produjeron otras tecnologías de detección interna no destructivas una tras otra. Descubra sus amplias perspectivas de aplicación. En la actualidad, las empresas de monitorización extranjeras más conocidas son Tuboscopc GE PII en los Estados Unidos, British Gas en el Reino Unido, Pipetronix en Alemania y Corrpro en Canadá, y sus productos han alcanzado la serialización y la diversificación. Los detectores internos se dividen en calibradores para detectar deformaciones geométricas en tuberías, detectores de fugas en tuberías, detectores de fugas de flujo magnético para detectar defectos volumétricos causados por corrosión y detectores planos de grietas. También se incluyen detectores de corrientes de Foucault para la detección de defectos, detectores ultrasónicos y equipos de detección de grietas basados en ondas de corte elásticas. A continuación, se presentan brevemente varios métodos ampliamente utilizados.
1. La tecnología de mejora de la medición de diámetros se utiliza principalmente para detectar la deformación geométrica de la tubería causada por fuerzas externas y determinar su ubicación específica. Algunos utilizan dispositivos mecánicos y otros utilizan el principio de inducción magnética, que permite detectar la geometría de las picaduras, la ovalidad y los diámetros interiores. Las variaciones y otras anomalías geométricas afectan el diámetro interior efectivo de la tubería.
2. Tecnología de detección de fugas. Actualmente, las tecnologías más desarrolladas son el método de presión diferencial y el método de radiación acústica. El primero consiste en un instrumento con un medidor de presión, y la tubería a probar debe llenarse con el fluido adecuado. Las fugas se producen en la zona de menor presión de la tubería, donde se instalan los instrumentos de detección de fugas. El segundo se basa en la detección acústica de fugas, utilizando el sonido único en el rango de 20 a 40 kHz que se genera cuando la tubería tiene fugas, a través de un sensor con una selección de frecuencia adecuada. El dispositivo electrónico lo capta, detecta y localiza la fuga mediante la rueda de kilometraje y el sistema de marcado.
3. Tecnología de detección de fugas de flujo magnético (MFL). Entre todas las tecnologías de detección de tuberías, la detección de fugas de flujo magnético es la más longeva, ya que permite detectar defectos de volumen causados por la corrosión interna y externa de la isla de la tubería, presenta bajos requisitos ambientales y se utiliza también en oleoductos y gasoductos, permitiendo evaluar indirectamente el estado del revestimiento y con un amplio rango de aplicación. Dado que la fuga de flujo es un proceso relativamente ruidoso, las señales anómalas son evidentes en el registro de datos incluso sin amplificación, lo que simplifica su aplicación. Cabe destacar que, al utilizar un detector de fugas de flujo magnético para detectar tuberías, es necesario controlar la velocidad de operación del raspador, ya que la fuga de flujo magnético es muy sensible a la velocidad de operación de su portador. Si bien el sensor de corriente utilizado en lugar de la bobina del sensor reduce la velocidad del raspador, esta sensibilidad no elimina el efecto de la velocidad. Para detectar tuberías, esta tecnología requiere que la pared de la tubería alcance la saturación magnética completa. Por lo tanto, la precisión de la prueba está relacionada con el espesor de la pared de la tubería. A mayor espesor, menor precisión. El rango de aplicación suele ser que el espesor de la pared de la tubería no supere los 2 mm. La precisión de esta tecnología no es tan alta como la del ultrasonido, y la determinación de la altura exacta del defecto depende de la experiencia del operador.
4. Tecnología de prueba ultrasónica piezoeléctrica El principio de la tecnología de prueba ultrasónica piezoeléctrica es similar.
Hora de publicación: 28 de junio de 2023