Novas Tecnologias ao Serviço da Indústria: Pipeline Current Mapper (PCM)

Neste artigo, André Santos, Technical Manager | Non Destructive Testing na AJL, descreve as potencialidades do Método de Ensaio Não Destrutivo – Pipeline Current Mapper (PCM) – que inspeciona revestimentos em tubagens metálicas enterradas utilizando uma corrente com muito baixa frequência de 4 Hz.

Enquadramento
A realização de qualquer escavação levará, inevitavelmente, os trabalhadores do local à proximidade de serviços subterrâneos (de eletricidade, gás, telecomunicações e água).

Por esta razão, será sempre necessário ter em consideração a localização exata de todas as instalações enterradas, antes e durante o processo de escavação.

 Proteção Catódica
As tubagens são consideradas o meio de transporte para a distribuição de serviços, as quais necessitam de planos de manutenção para garantir a sua integridade.

A Proteção Catódica (Cathodic Protection) é um processo de proteção elétrica que faz uso de uma corrente induzida em tubagens de aço enterradas para complementar a proteção anti-corrosão do revestimento já existente.

Um sistema de Proteção Catódica de Corrente Imposta para uma tubagem consiste numa fonte de energia de Corrente Contínua, muitas vezes um transformador -retificador de Corrente Alternada e um ânodo, ou um conjunto de ânodos enterrados no solo.

A corrente fornecida pelo retificador entra no solo através do ânodo e passa para a estrutura metálica, suprimindo-se assim a corrosão.

Se a camada de proteção estiver danificada ou se existir qualquer contato elétrico entre a tubagem de aço e uma estrutura metálica, é necessário aumentar a Proteção Catódica para compensar as perdas resultantes, mas um excesso de corrente pode ser prejudicial ao tubo.

Se a corrente injetada for excessiva ou a Proteção Catódica ineficaz, a tubagem deve ser inspecionada para encontrar as falhas principais. Iremos perceber de seguida como acontece o processo de deteção de falhas.

Pipeline Current Mapper (PCM)

O Pipeline Current Mapper (PCM) foi projetado para ser a solução de problemas associados com métodos tradicionais de inspeção de tubagens, permitindo avaliar e mapear as perdas de corrente na Proteção Catódica.

Além disso, o sistema permite avaliar a posição e profundidade da tubagem.

O Pipeline Current Mapper (PCM) é capaz de:

• Encontrar zonas com contacto entre a tubagem e outras estruturas
• Avaliar defeitos de revestimentos das tubagens
• Realizar pesquisas periódicas em gasodutos
• Encontrar juntas de isolamento defeituosas.

Um sinal com uma frequência baixa (4 Hz) é usado para simular o mais possível a corrente contínua (DC) gerada pela Proteção Catódica. Esta frequência baixa também impede que as perdas sejam causadas por capacitância e sim evidenciadas para falhas no revestimento ou contato com outras estruturas.

O transmissor de sinal de baixa frequência, com um alcance entre 20 e 30 km, é instalado em estações retificadoras ao longo do gasoduto. Isto permite que o transmissor opere com potência máxima e por períodos prolongados.

A unidade de receção, inicialmente, localiza o pipeline e só depois permite que seja feita a medida de intensidade e direção do sinal aplicado à tubagem pelo transmissor do sistema. É possível identificar ainda a sua profundidade.

Compatibilidade com GPS

Os dados coletados pelo PCM (intensidade de corrente e profundidade) podem ser incorporados automaticamente ao coletor de um GPS de forma que a informação posicional seja registada de maneira conjunta à leitura do PCM, culminando no uso mais eficiente.

Capacidade Técnica
Com a técnica de Pipeline Current Mapper (PCM) podemos garantir:

• A localização horizontal de tubagens de aço em faixas de servidão
• A profundidade destas tubagens
• A localização de falhas no revestimento de proteção
• Os gráficos de atenuação de corrente ao longo de todo o percurso
• A incorporação dos dados PCM em cartografia municipal existente

Localização de Defeitos
A identificação de defeitos é feita com a utilização de A-frame, para garantir melhor exatidão de deteção. Tanto a intensidade do sinal, quanto as setas de direção levam o operador até ao defeito. O valor de severidade é proporcional ao tamanho do defeito e resistividade do solo.

Normas

• ANSI/NACE STANDARD RP0502-2002
  Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology
• NACE TG 279 2004-11-11
  Performing CIPS on Buried or Submerged Metallic Pipelines