Autores: Neil Gallon y Ollie Burkinshaw
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Autores: Neil Gallon y Ollie Burkinshaw
Desde hace más de 30 años, las tecnologías de inspección en línea (ILI) recopilan datos sobre tuberías de todo el mundo. Ahora, el lago de datos acumulados ha madurado hasta un punto en el que puede empezar a alimentar modernas soluciones de inteligencia artificial (IA) y análisis para la inspección, la integridad y el análisis de riesgos. En la tercera parte de esta serie, los expertos de ROSEN Neil Gallon y Ollie Burkinshaw, de nuestra línea de negocio Integrity Solutions, exploran cómo el Almacén de Datos de Integridad (IDW) puede ayudarnos a prepararnos para la transición energética: el ambicioso cambio del gas natural al hidrógeno.
En las dos primeras partes de esta serie, presentamos el Almacén de Datos de Integridad (IDW) de ROSEN, un repositorio de datos que contiene información detallada sobre la gestión de la integridad de más de 10.000 oleoductos de todo el mundo (Figura 1). El IDW está creciendo rápidamente y pronto incluirá información de la mayoría de las inspecciones realizadas desde el año 2000, así como información de todas las nuevas inspecciones realizadas.
En el primer artículo describimos cómo podían utilizarse las técnicas de aprendizaje automático supervisado para predecir el estado de tuberías no inspeccionadas. El concepto se ejemplificaba examinando el caso concreto de la predicción de la corrosión externa. En el segundo artículo, exploramos cómo podían aplicarse técnicas similares al fenómeno aún más complejo del agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC).
El tema central de esta tercera y última parte es uno de los mayores retos a los que se enfrenta nuestra industria hoy en día: la transición energética del gas natural al hidrógeno.
La transición energética mundial plantea muchos retos a la hora de garantizar un suministro de energía sostenible, fiable y asequible. Por esta razón, un resultado probable es la descarbonización de la infraestructura de gas existente. Esto conducirá inevitablemente a una mayor penetración del hidrógeno; de hecho, más de 4.000 km de tuberías de hidrógeno están actualmente en funcionamiento, y hay muchas iniciativas activas y planificadas a nivel mundial para ampliar la introducción de hidrógeno puro y mezclado.
La Red Dorsal Europea del Hidrógeno es un ejemplo de esta planificación en acción, con 25 Operadores de Sistemas de Transmisión (TSO) de 21 países que han publicado sus planes de descarbonización. La red troncal supondrá casi 40.000 km de infraestructura dedicada a la conducción de hidrógeno de aquí a 2040, de los cuales casi el 70% serán infraestructuras existentes reutilizadas y el 30% nuevas conducciones de hidrógeno. Se calcula que la inversión total oscilará entre 43.000 y 81.000 millones de euros.
De las tuberías que operan actualmente en modo de servicio de hidrógeno puro, casi todas fueron diseñadas y construidas exclusivamente para ese fin. Los códigos actuales del hidrógeno (principalmente ASME B31.12) tienden a ser más restrictivos que sus equivalentes del gas natural con respecto a los requisitos de diseño y gestión de la integridad de las tuberías. En el caso de las tuberías de acero, se imponen límites a las tensiones admisibles y a los tamaños tolerables de los defectos, así como restricciones a las propiedades de los materiales. Esto se debe en gran medida al hecho de que el hidrógeno puede degradar las propiedades mecánicas del acero. Una explicación completa de cómo ocurre esto llenaría varias bibliotecas, pero gira en torno a la forma en que el hidrógeno gaseoso (molecular) puede disociarse en la superficie interna de una tubería, dando lugar a la absorción de hidrógeno atómico (o iónico) en la estructura de acero y a la consiguiente disminución de la ductilidad, disminución de la tenacidad y aumento de la tasa de crecimiento de grietas por fatiga.
Aunque estos impactos se conocen en términos cualitativos, el reto reside en cuantificar exactamente lo que supondrán para la reutilización de toda una infraestructura que no fue diseñada ni construida para tener en cuenta el servicio de hidrógeno. De hecho, es habitual que se hayan perdido los registros originales de materiales y construcción, por lo que se tiene un conocimiento limitado de la gama de diferentes materiales y grados de tuberías existentes en la mayoría de las tuberías. También hay que tener en cuenta que muchos de los gasoductos existentes llevan en servicio varias décadas y, por lo tanto, presentan una amplia gama de condiciones con respecto a la presencia y gravedad de las amenazas para la integridad.
Afortunadamente, muchas de nuestras preguntas sin respuesta pueden explorarse ahora utilizando el IDW. He aquí sólo tres ejemplos.
De acuerdo con ASME B31.12 PL-3.7.1 (5), "Los tamaños de tubería superiores a 4 pulgadas deberán tener un espesor de pared de al menos 0,25 pulgadas." ¿Qué significa esto para las infraestructuras existentes?
En la actualidad, el IDW contiene los resultados de las inspecciones de varios miles de gasoductos individuales con diámetros exteriores superiores a 4 pulgadas. De estas tuberías, el 22% tenía un grosor de pared nominal inferior a 6,35 mm. Por lo tanto, la conversión de estas tuberías va a ser un reto dentro de los códigos existentes y puede requerir justificaciones o evaluaciones adicionales con respecto a la gestión de la integridad.
Dado que se sabe que el hidrógeno aumenta la tasa de crecimiento de grietas por fatiga y disminuye la resistencia a la fractura, las grietas podrían ser una amenaza importante para las tuberías de hidrógeno.
¿Cuán extendidas están las grietas o las características similares a las grietas que podrían verse exacerbadas por el hidrógeno en la conversión de los gasoductos existentes?
La mayoría de los gasoductos no presentan grietas extensas - un punto que puede ejemplificarse utilizando los resultados de varios cientos de inspecciones de grietas en el IDW.
Teniendo en cuenta que la muestra de tuberías inspeccionadas ya está sesgada hacia aquellas con perfiles de mayor riesgo, podemos alegrarnos del hecho de que sólo el 20% tenía más de 1 grieta por kilómetro en el momento de su inspección, y sólo el 3% tenía más de 10 grietas por kilómetro. Con el marco de gestión de grietas adecuado, la amenaza de las grietas puede gestionarse fácilmente en la mayoría de las tuberías, incluso con la introducción del hidrógeno.
Para las tuberías con grietas más extensas, la conversión al hidrógeno podría suponer la diferencia entre un riesgo gestionable y uno inmanejable. Estos activos más difíciles requieren un enfoque adicional para garantizar que los defectos existentes sean seguros en presencia de hidrógeno, lo que podría requerir una mitigación a través de límites en las tensiones operativas y/o ajustes en la gestión de la integridad y las estrategias de inspección. Mediante el IDW de ROSEN, se pueden predecir las tuberías con mayor probabilidad de presentar grietas significativas en función de factores como el diseño y la construcción, las condiciones ambientales, el historial operativo y los datos de inspección disponibles.
La norma B31.12 de la ASME limita el uso de materiales de grado superior reduciendo los niveles de tensión admisibles, especialmente para los grados superiores a X52. Entonces, ¿qué parte de la red de gas existente puede convertirse al servicio de hidrógeno sin posibles reducciones de la presión de funcionamiento, es decir, con grados inferiores a X52 y funcionando dentro del límite de tensión admisible?
Según el IDW de ROSEN, sólo el 37% de las tuberías de gas del Reino Unido están por debajo de X52, y el 57% de ellas tienen una presión máxima de funcionamiento actual inferior al 30% SMYS. Por lo tanto, hasta el 80% de las tuberías del Reino Unido pueden requerir alguna reducción de la presión de funcionamiento o evaluaciones adicionales para justificar un funcionamiento seguro a las presiones actuales o superiores.
Las cosas empiezan a ponerse aún más interesantes cuando se examina la situación fuera del Reino Unido. Según la IDW, el 41% de las tuberías de gas de todo el mundo están por debajo de X52, pero sólo el 15% tienen una presión máxima de funcionamiento actual inferior al 30% SMYS. Por lo tanto, hasta el 95% de los gasoductos de todo el mundo pueden requerir alguna reducción de la presión de funcionamiento o nuevas evaluaciones para justificar un funcionamiento seguro a las presiones actuales o superiores. Esto pone de manifiesto la necesidad de establecer un sólido conjunto de conocimientos sobre los materiales existentes y los grados de las tuberías presentes en cualquier tubería destinada a la conversión de hidrógeno.
Los datos disponibles en el IDW seguirán creciendo y, con ellos, la capacidad de predecir el estado de las tuberías, mejorar los resultados de las inspecciones e incluso identificar actividades de mitigación eficaces. Sin embargo, la capacidad de responder a preguntas sobre las infraestructuras de tuberías críticas del mundo, de forma cuantitativa y significativa, también tiene un valor incalculable. A medida que la industria se esfuerza por tomar decisiones más basadas en datos, esta aplicación relativamente simple no debe subestimarse.