Powłoki izolacyjne a naprężeniowe pękanie korozyjne stalowych gazociągów – część II

• Autorzy: Fiedorowicz Marek

Identyfikatory

DOI

10.15199/40.2022.8.1

Warianty tytułu

EN

Insulation coatings and stress corrosion of steel gas pipelines – part II

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule poruszono niektóre kwestie dotyczące naprężeniowego pękania korozyjnego gazociągów, uwypuklając rolę powłok izolacyjnych w zapobieganiu korozji tego rodzaju (pominięto omówienie badań). W pierwszej części pracy opisano kilka spektakularnych katastrof gazociągów wywołanych przez naprężeniowe pękanie korozyjne (SCC), omówiono mechanizm powstawania tego zjawiska, w tym warunki niezbędne do wystąpienia korozji naprężeniowej, oraz przeanalizowano wpływ na tę korozję następujących czynników: rodzaju stali, naprężenia, temperatury, powłok izolacyjnych, przygotowania powierzchni, ochrony katodowej. W prezentowanej drugiej części artykułu skupiono się na tematyce zapobiegania SCC istniejących i projektowanych gazociągów. Omówiono także pokrótce regulacje prawne obowiązujące w tym zakresie w USA i w Polsce. Powłoki izolacyjne i przygotowanie powierzchni stalowych odgrywają kluczową rolę zarówno w umożliwianiu inicjacji i przebiegu naprężeniowego pękania korozyjnego (jeśli są niewłaściwe), jak i w przeciwdziałaniu mu (jeżeli są odpowiednie), w sytuacji gdy naprężenia w ściankach są większe niż 60% minimalnej granicy plastyczności. W pracy używa się zamiennie terminów „korozja naprężeniowa” i „naprężeniowe pękanie korozyjne”.

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. Part 1 presents a couple of spectacular gas pipeline disasters caused by SCC, it discusses the mechanism (including necessary conditions for the occurrence of stress corrosion) and an impact on stress corrosion by such factors as: steel type, stress, temperature, insulating coatings, surface preparation, cathodic protection. Part 2 focuses on SCC prevention of gas pipelines that already exist and those that are being designed and briefly describes the legal status in this matter – in the USA and in Poland. 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: 2022
• Tom: nr 8
• Strony: 242--250
• Opis fizyczny: Bibliogr. 42 poz., fot., tab.

Twórcy

autor

Fiedorowicz Marek

• Gdański ośrodek gazowniczy

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

Bibliografia

• [1] S.P. Ohl, R.E. Allison. 2006. “Ultrasonic Inline Inspection of the Moomba to Sydney Pipeline”. Conference Proceedings: International Pipeline Conference IPC2006-10127: 667–676. DOI: 10.1115/IPC2006-10127.
• [2] Commodity Pipeline Occurrence Report: P95H0036. 1995. Transportation Safety Board of Canada, https://ncsp.tamu.edu/reports/TSB/p95h0036.htm (dostęp: 20.07.2021).
• [3] Pipeline Investigation Report: P02H0017. 2002. Transportation Safety Board of Canada, https://bst-tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2002/p02h0017/p02h0017.html (dostęp: 20.07.2021).
• [4] https://www.corrosion-doctors.org/Pipeline/Williams-explosion.htm (dostęp: 20.07.2021).
• [5] Pipeline Accident Brief: DCA09FP007. 2009. National Transportation Safety Board, https://www.ntsb.gov/investigations/AccidentReports/Reports/PAB1301.pdf (dostęp: 20.07.2021).
• [6] Pipeline Investigation Report: P09H0074. 2009. Transportation Safety Board of Canada, https://tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2009/p09h0074/p09h0074.pdf (dostęp: 20.07.2021).
• [7] Pipeline Investigation Report: P11H0011. 2011. Transportation Safety Board of Canada, http://www.bst-tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2011/p11h0011/p11h0011.pdf (dostęp: 20.07.2021).
• [8] Report No. A13328-R-02 rev. 0: Probabilistic Risk Assessment Medium Pressure Steel Gas Service System. 2016. New York State: NYSEG and RG&E, LPI, Inc. Consulting Engineers.
• [9] Fitness for Purpose Report, Pipeline Licence No 1: Moomba to Adelaide Gas Pipeline System. Document No S-1-101-FFP-G-001. 2008. Epic Energy. Zob. także: http://www.abc.net.au/news/2015-04-22/gas-pipeline-rupture-causedby-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. 2015. Ambergate, UK: UKOPA.
• [11] Pipeline Transportation Safety Investigation: P18H0088. 2020. Transportation Safety Board of Canada, https://www.tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2018/p18h0088/p18h0088.pdf (dostęp: 20.07.2021).
• [12] P. Bernasovsky. 2014. “Examples of Pipe Failures in Slovak Transmission”. Biuletyn Instytutu Spawalnictwa 5: 76–79.
• [13] A.D. Batte, R.R. Fessler, J.E. Marr, S.C. Rapp. 2012. “Managing the Threat of SCC in Gas Transmission Pipelines”. Conference Proceedings: 9th International Pipeline Conference IPC2012-90231: 379–388. DOI: 10.1115/IPC2012-90231.
• [14] PN-EN ISO 8044:2002: Korozja metali i stopów – podstawowe terminy i definicje.
• [15] Stress Corrosion Cracking Studies: Final Report. 2005. Michael Baker Jr., Inc., https:// www.phmsa.dot.gov/sites/phmsa.dot.gov/files/docs/technical-resources//pipeline/hazardous-liquid-integrity-management/62751/sccreport-finalreportwithoutdatabase.pdf (dostęp: 20.07.2021).
• [16] CEPA Recommended Practices for Managing Near-Neutral pH Stress Corrosion Cracking: 3rdedition. 2015. Calgary: CEPA Pipeline Integrity Working Group.
• [17] M. Büchler. 2019. “A Discussion of Stress Corrosion Cracking of Pipelines Based on Today’s Understanding of the Involved in Cathodic Protection”. CEOCOR Congres.
• [18] B.N. Leis, R.J. Eiber. 1997. “Stress-Corrosion Cracking On Gas-Transmission Pipelines: History, Causes, and Mitigation”. First International Business Conference on Onshore Pipelines: Invited Paper – Proceedings.
• [19] J. Beavers, F. King, S. Shipilov. 2015. “Pipeline Stress Corrosion Cracking: Direction and Control”. Materials Performance 54 (8): 30–37.
• [20] R.N. Parkins. 1987. “Current Topics in Corrosion: Factors Influencing Stress Corrosion Crack Growth Kinetics”. Corrosion 43 (3): 130–139. DOI: 10.5006/1.3583125.
• [21] Stress Corrosion Cracking on Canadian Oil and Gas Pipelines. 1996. Calgary: National Energy Board.
• [22] R.N. Parkins, P.W. Slattery, B.S. Poulson. 1981. “The Effects of Alloying Additions to Ferritic Steels upon Stress Corrosion Cracking Resistance”. Corrosion 37 (11): 650–664.
• [23] J.A. Beavers. 1993. “On the Mechanism of Stress Corrosion Cracking of Natural Gas Pipelines”. Proceedings of the 8th Symposium on Line Pipe Research. PRCI. Catalogue No. L51680. Paper 17.
• [24] J.A. Beavers, N.G. Thompson. 2006. External Corrosion of Oil and Natural Gas Pipelines. In: ASM Handbook, Volume 13C, Corrosion: Environments and Industries. Materials Park, Ohio: ASM International.
• [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] R.R. Fessler. 1979. “Stress-Corrosion Cracking Temperature Effects”. Proceedings of the 6th Symposium on Line Pipe Research. PRCI. Catalogue No. L30175.
• [29] Multiple Dataset (MDS) Spirall MFL. 2019. T.D. Williamson (prezentacja).
• [30] M. Zamanzadeh, R. Mirshams, P. 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. Paper No. RISK16: 8727, https://metallurgyexperts.com/wpcontent/uploads/2018/10/NACE-Paper.pdf (dostęp: 20.07.2021).
• [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] R.N. Parkins, R.R. Fessler. 1978. “Stress Corrosion Cracking of High-Pressure Gas Transmission Pipelines”. International Journal of Materials in Engineering Applications 1 (2): 80–96. DOI: 10.1016/S0141-5530(78)90045-6.
• [33] E.E. Fletcher, T.J. Barlo, A.J. Markworth, E.W. Brooman, W.E. Berry, R.N. Parkins, W.C. McGary, R.R. Fessler. 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] 49 CFR Part 192 – Transportation of Natural and Other Gas by Pipeline: Minimum Federal Safety Standards. PHMSA Regulations. United States Department of Transportation.
• [39] Standard Techniczny ST-IGG-0601:2020: Ochrona przed korozją zewnętrzną stalowych gazociągów lądowych. Wymagania funkcjonalne i zalecenia.
• [40] Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (Dz.U. 2021 poz. 3251).
• [41] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (DZ.U. 2021 poz. 716).
• [42] M. Fiedorowicz, M. Jagiełło. 2018. „Nietypowy drenaż polaryzowany”. Ochrona przed Korozją 61 (8): 222–224.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MEiN, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2022-2023).