Powłoki izolacyjne a naprężeniowe pękanie korozyjne stalowych gazociągów – Cz. I

• Autorzy: Fiedorowicz Marek

Identyfikatory

DOI

10.15199/40.2021.8.1

Warianty tytułu

EN

Insulation coatings and stress corrosion of steel gas pipelines – Part I

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule omówiono niektóre aspekty dotyczące naprężeniowego pękania korozyjnego gazociągów, z wyłączeniem kwestii badań, uwypuklając rolę powłok izolacyjnych w rozwoju i zapobieganiu korozji tego rodzaju. Powłoki izolacyjne łącznie z przygotowaniem powierzchni stalowych pełnią kluczową rolę zarówno w umożliwieniu inicjacji i przebiegu (gdy są niewłaściwe), jak i przeciwdziałaniu naprężeniowemu pękaniu korozyjnemu (gdy są odpowiednie) w sytuacji, gdy naprężenia w ściankach są większe niż 60% minimalnej granicy plastyczności. W niniejszej pracy używa się zamiennie terminów korozja naprężeniowa i naprężeniowe pękanie korozyjne (SCC).

EN

This article focuses on some aspects related to gas pipeline SCC (excluding research) and stresses out the role of insulating coatings in the development and prevention of this type of corrosion. Insulating coatings, together with steel surfaces, play an important role both in enabling course initiation (when they are not adequate) and in SCC prevention (when they are adequate) when stress corrosion is higher than 60% of minimum yield strength (SMYS). In this work, terms like stress corrosion and stress corrosion cracking are used interchangeably.

Słowa kluczowe

PL

gazociąg; powłoka izolacyjna; ochrona katodowa; naprężeniowe pękanie korozyjne

EN

gas pipeline; insulation coating; cathodic protection; stress corrosion cracking

• Wydawca: Wydawnictwo SIGMA-NOT
• Czasopismo: Ochrona przed Korozją
• Rocznik: 2021
• Tom: nr 8
• Strony: 248--259
• Opis fizyczny: Bibliogr. 38 poz., tab., rys.

Twórcy

autor

Fiedorowicz Marek

• Gdański ośrodek gazowniczy

• https://orcid.org/0000-0002-1579-0944

Bibliografia

• [1] Ohl Stephen P., Allison Robert E. 2006. Ultrasonic In line Inspection of the Moomba to Sydney Pipeline. International Pipeline Conference, Calgary.
• [2] Transportation Safety Board of Canada: Commodity Pipeline Occurrence Report, Report Number P95H0036, Natural Gas Pipeline Ruptures, TransCanada PipeLines Limited, Line 100-3, 914-millimetre (36-inch) Main Line, Kilometre Post Main Line Valve 30-3 + 0.245 kilometres Line 100-4, 1,067-millimetre (42-inch) Main Line, Kilometre Post Main Line Valve 30-4 + 0.220 kilometres Rapid City, Manitoba, 29 July 1995. https://ncsp.tamu.edu/reports/TSB/p95h0036.htm
• [3] Transportation Safety Board of Canada: Pipeline Investigation Report P02H0017. Natural gas pipeline rupture, TransCanada PipeLines, Line 100- 3, 914-Millimetre-Diameter Line, Main-Line Valve 31-3 + 5.539 Kilometres, Near the Village of Brookdale, Manitoba, 14 April 2002. https://bst-tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2002/p02h0017/ p02h0017.html
• [4] https://www.corrosion-doctors.org/Pipeline/Williams-explosion.htm
• [5] National Transportation Safety Board, Pipeline Accident Brief, Accident No.: DCA09FP007, Rupture of Florida Gas Transmission Pipeline and Release of Natural Gas, Near Palm City, Florida, May 4, 2009. https://www.ntsb.gov/investigations/AccidentReports/Reports/PAB1301.pdf
• [6] Transportation Safety Board of Canada: Pipeline Investigation Report P09H0074. Natural Gas Pipeline Rupture, TransCanada Pipeline Inc., 914-Millimeter-Diameter Pipeline, Line 2 — MLV 107-2 + 6.031 KM Near Englehart, Ontario, 12 September 2009. https://tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2009/p09h0074/ p09h0074.pdf
• [7] Transportation Safety Board of Canada: Pipeline Investigation Report P11H0011. Natural Gas Pipeline Rupture, TransCanada PipeLines Limited, 914.4 -Millimetre-Diameter Pipeline’ Line 100-2 - MLV 76-2 + 09.76 KM, Near Beardmore, Ontario, 19 February 2011. http://www.bst-tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2011/p11h0011/ p11h0011.asp http://www.bst-tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2011/p11h0011/ p11h0011.pdf
• [8] NYSEG and RG&E, LPI, Inc. Consulting Engineers: Report No. A13328-R-02 rev. 0, Probabilistic Risk Assessment Medium Pressure Steel Gas Service System New York State, July 26, 2016.
• [9] Epic Energy: Fitness For Purpose Report, Pipeline Licence No 1, Moomba To Adelaide Gas Pipeline System, Document No S-1-101-FFP-G-001, February 2008. oraz http://www.abc.net.au/news/2015-04-22/gas-pipeline-rupturecaused- by-stress-corrosion-cracking/6412114 oraz https://www.pipeliner. com.au/2015/04/15/moomba-to-adelaide-pipeline-suffers-rupture/
• [10] UK Onshore Pipeline Operators’ Association - Industry Good Practice Guide Near Neutral pH and High pH Stress Corrosion Cracking, The United Kingdom Onshore Pipeline Operators’ Association, Pipeline Maintenance Centre, Ambergate UK 2015.
• [11] Transportation Safety Board of Canada: Pipeline Transportation Safety Investigation P18H0088. Pipeline rupture and fire, Westcoast Energy Inc., 36-inch transmission south mainline loop, Kilometre post 29.838, Prince George, British Columbia, 09 October 2018, published on 4 March 2020 . https://www.tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2018/p18h0088/ p18h0088.pdf
• [12] Bernasovsky Peter. 2014. “Examples of pipe failures in Slovak transmission”. Biuletyn Instytutu Spawalnictwa 5 : 76–79.
• [13] Batte A.D., Fessler R.R., Marr J.E., Rapp S.C. 2012. Managing the Threat of SCC in Gas Transmission Pipelines,.9th International Pipeline Conference, Paper IPC2012-90231, Calgary.
• [14] PN-EN ISO 8044:2002 Korozja metali i stopow - Podstawowe terminy i definicje.
• [15] Baker M. 2005. Stress Corrosion Cracking Studies, Final Report, TTO No 8, Integrity Management Program Delivery Order DTRS 56-02-D-70036. https://www.phmsa.dot.gov/sites/phmsa.dot.gov/files/docs/technical-resources/ pipeline/hazardous-liquid-integrity-management/62751/sccreport-finalreportwithoutdatabase. pdf Stress Corrosion Cracking Study with Database | PHMSA (dot.gov)
• [16] Canadian Energy Pipeline Association, Pipeline Integrity Working Group. 2015. CEPA Recommended Practices for Managing Near- neutral pH Stress Corrosion Cracking3rd Edition, Canada, Calgary.
• [17] Buchler M. 2019. A discussion of stress corrosion cracking of pipelines based on today’s understanding of the involved in cathodic protection. Materiały Dorocznej Konferencji CEOCOR, Kopenhaga.
• [18] Leis Brian N., Eiber Robert J. 1997. Stress-Corrosion Cracking On Gas-Transmission Pipelines: History, Causes, and Mitigation. First International Business Conference on Onshore Pipelines, Berlin.
• [19] Beavers J., King F., Shipilov S. 2015. “Pipeline Stress Corrosion Cracking: Direction and Control”. Materials Performance 54 : 30-37.
• [20] Parkins R.N. 1987. “Factors Influencing Stress Corrosion Crack Growth Kinetics”. Corrosion 43 (3) : 130–139.
• [21] National Energy Board. Nov. 1996. Regulatory Support Office. Stress Corrosion Cracking on Canadian Oil and Gas Pipelines. Report of the Inquiry, MH-2-95.
• [22] Parkins R.N., Slattery P.W., Poulson P.S. 1981. “The Effects of Alloying Additions to Ferritic Steels upon Stress Corrosion Cracking Resistance”. Corrosion 37 (11) : 650–664.
• [23] Beavers J.A. 1993. On the Mechanism of Stress Corrosion Cracking of Natural Gas Pipelines. Eighth Line Pipe Symposium. PRCI. L51680. Paper 17.
• [24] Beavers J.A., Thompson N.G. 2006. External Corrosion of Oil and Natural Gas Pipelines. ASM International, ASM Handbook, Volume 13C, Corrosion: Environments and Industries.
• [25] NACE Standard Practice SP 0204-2015 Stress Corrosion Cracking (SCC) Direct Assessment Methodology.
• [26] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2001 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe (Dz. U. nr 97, poz. 1055).
• [27] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 kwietnia 20013 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie (Dz. U. 2013, poz. 640).
• [28] Fessler R.R. 1979. Stress-Corrosion Cracking Temperature Effects. In Proceedings from the 6th Symposium on Line Pipe Research. PRCI. Catalogue No. L30175.
• [29] T.D. Williamson: Multiple Dataset (MDS) Spirall MFL, prezentacja, 2019. [30] Mehrooz Zamanzadeh, Reza Mirshams, Peyman Tahri. 2016. Cathodic Protection, Defective Coatings, Corrosion Pitting, Stress Corrosion Cracking and Soil Corrosivity Mapping and Corrosion Assessment in Aging Pipe Lines. Corrosion Risk Management Conference, Houston, paper no RISK16 – 8727. https://metallurgyexperts.com/wp-content/uploads/2018/10/NACE-Paper. pdf
• [31] PN-EN ISO 21809-1 Przemysł naftowy i gazowniczy - Powłoki zewnętrzne rurociągów podziemnych i podmorskich stosowanych w rurociągowych
• systemach transportowych - Część 1: Powłoki poliolefinowe (3 - warstwowe PE i 3 - warstwowe PP).
• [32] Parkins R.N., Fessler R.R. 1978. “Stress Corrosion Cracking of High-Pressure Gas Transmission Pipelines”. International Journal of Materials in Engineering Applications 1 (2) : 80-96.
• [33] Fletcher E.E., Barlo T.J., Markworth A.J., Brooman E.W., Berry W.E., Parkins R.N., McGary W.C., Fessler R.R. 1982. A Study of Interrupted Cathodic Protection As It Relates to Stress-Corrosion Cracking and Corrosion of Buried Pipelines. NG-18 Report No. 127. Catalogue No. L51425.
• [34] PN-EN 10289 Rury stalowe i łączniki na rurociągi przybrzeżne i morskie - Powłoki zewnętrzne z żywicy epoksydowej lub epoksydowej modyfikowanej nanoszone w stanie ciekłym.
• [35] PN-EN 10290 Rury stalowe i łączniki na rurociągi przybrzeżne i morskie - Powłoki zewnętrzne z poliuretanu lub poliuretanu modyfikowanego nanoszone w stanie ciekłym.
• [36] PN-EN ISO 21809-2 Przemysł naftowy i gazowniczy - Powłoki zewnętrzne rurociągów podziemnych i podmorskich stosowanych w rurociągowych systemach transportowych - Część 2: Nakładane termicznie powłoki epoksydowe.
• [37] PN-EN ISO 21809-3 Przemysł naftowy i gazowniczy - Powłoki zewnętrzne rurociągów podziemnych i podmorskich stosowanych w rurociągowych systemach transportowych - Część 3: Powłoki złączy polowych.
• [38] United States Department of Transportation, Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, PHSMA Regulations, Title 49 CFR Part 192, Transportation of Natural and Other Gas by Pipeline. Minimum Federal Safety Standards. Electronic Code of Federal Regulations (eCFR)

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2021).