Eine große Gefahr für vergrabene Pipelines ist SCC (stress-corrosion cracking, Spannungskorrosionsriss). Es werden bisherige Erfahrungen mit SCC beschrieben. SCC kann in sehr unterschiedlichen Klimata und Böden auftreten. Es treten mehr SCCs bei Gaspipelines als bei Pipelines für gefährliche Flüssigkeiten auf. Es gibt 2 wesentliche Typen von SCC, die vom pH Wert des Grundwassers abhängen. 1. Hoher pH Wert (9 bis 11) durch karbonathaltiges Wasser, das Risswachstum ist stärker, je höher die Temperatur ist. 2. Ein pH Wert von 6 bis 8 durch gelöstes CO2 im Wasser, die SCC-Bildung ist temperaturunabhängig, aber abhängig von speziellen Bodenbedingungen, bei denen sich feuchte und trockene Bereiche abwechseln. Der Kathodenschutz erreicht in diesem Fall nicht die Rohroberfläche. Bei beiden Typen sind Rissweg und -morphologie unterschiedlich. Die ersten SCC-Fälle traten nach den Kompressorstationen auf und standen in Zusammenhang mit Schäden in der Beschichtung. Bei Pipelines mit einem maximal erlaubten Betriebsdruck von 30 % des vorgeschriebenen SMYS (specified minimum yield strength, vorgeschriebene minimale Ersatzstreckgrenze) tritt SCC nur dann auf, wenn die externe Belastung signifikant ist. SCC bildet sich, wenn Feuchtigkeit in die beschädigte Oberfläche eindringt, Restspannung, Druck und externe Belastung zusammen oberhalb der Schwellenbelastung liegen. Die Beschichtung kann durch fehlerhafte Fertigung, hohe Temperatureinwirkung und Bodenbelastung abgelöst werden. Die Detektion von SCC erfolgt durch MT (magnetic particle testing, Magnetpulverprüfung), PT (dye penetration testing, Farbeindringtest) oder Ultraschall. PT und MT werden beschrieben. Folgende Daten sind wichtig, um die Anfälligkeit von Pipelinesegmenten für SCC zu bestimmen: Alter, Betriebsbelastung, Betriebstemperatur, Entfernung von der Kompressorstation und Beschichtungsart. Für das SCC-Management sollte das Personal speziell geschult werden. Auftreten von SCC sollte mit den entsprechenden Daten dokumentiert werden. Systematisch sollten mögliche Orte mit SCC-Potential regelmäßig inspiziert und getestet werden. Auch bei der Konstruktion kann durch entsprechende Auswahl der Beschichtungen, Kontrolle beim Anbringen der Beschichtung, Polsterung zum Schutz beim Einbau der Pipeline und Kathodenschutzsysteme die Anfälligkeit für SCC minimiert werden. Zukünftig sollten noch verlässliche kosteneffektive Systeme für das SCC-Management entwickelt werden.
OPS review addresses SCC threat to pipeline integrity
Spannungsrisskorrosion bei Pipelines
Oil and Gas Journal ; 103 , 15 ; 53-58
2005
6 Seiten, 2 Bilder, 1 Tabelle, 11 Quellen
Article (Journal)
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