L’interprétation des données d’inspection indirecte est un facteur critique dans la réussite du processus ECDA. Les données doivent être validées, les écarts doivent être résolus et les indications doivent être identifiées, classées et hiérarchisées, afin de sélectionner les sites pour les examens directs.
L’exploitant du pipeline doit analyser attentivement l’interrelation entre les indications identifiées par divers outils d’inspection indirecte, en fonction de leur pertinence par rapport à l’activité de corrosion, et la menace pour l’intégrité du pipeline.
Par exemple, une tension induite par le courant alternatif élevée dans un sol à faible résistivité en conjonction avec un petit jour férié (indication DCVG mineure) présente une menace importante de corrosion induite par le courant alternatif, tandis que les mêmes conditions de tension et de résistivité associées à un congé important réduisent cette menace.
Une forte baisse du potentiel de tuyauterie, enregistrée au cours de l’enquête sur le potentiel d’intervalle de fermeture, pourrait indiquer un jour férié et donc valider une indication DCVG, ou identifier une indication grave d’« interférence DC », représentant une menace majeure pour l’intégrité du pipeline.
Cet article analyse les différents types de données fournies par les outils d’inspection indirecte et surtout leur interrelation. D’autres types d’indications liées aux interférences AC et DC sont également discutés. Les critères de classification et d’établissement des priorités « liés aux menaces », tels qu’ils ont été appliqués avec succès à plus de 50 gazoducs en Ontario, sont présentés et rationalisés. Les scénarios d’erreur possibles résultant de la négligence de l’interaction entre différents types d’indications sont développés à partir d’ensembles de données existants.
