Erstens, die Entwicklungsrichtung vonStahlpipelineInspektionstechnologie. Während des Betriebs von Stahl-Fernleitungen für Öl und Gas sind diese üblicherweise sowohl durch interne als auch externe Einflüsse korrodiert. Interne Korrosion wird hauptsächlich durch das Zusammenwirken des Transportmediums, Flüssigkeitsansammlungen in der Leitung, Verschmutzungen und interner Spannungen verursacht. Externe Korrosion entsteht in der Regel durch Beschädigung und Ausfall der Beschichtung. Interne Korrosion wird üblicherweise durch Zustandsmanagement und die Zugabe von Korrosionsinhibitoren bekämpft. In den letzten Jahren konnte die interne Korrosion durch die verstärkte Betriebsführung der Leitungsbetreiber und die strengen Anforderungen an die Transportmedien weitgehend eingedämmt werden. Derzeit liegt der Schwerpunkt der Korrosionsbekämpfung von Öl- und Gas-Fernleitungen im In- und Ausland auf dem Schutz vor externer Korrosion. Daher konzentriert sich die Leitungsinspektion auch auf Beschichtungsdefekte und durch externe Korrosion verursachte Leitungsdefekte. Mit der zunehmenden Verbreitung und Anwendung von Computertechnologie hat sich die Detektionstechnologie im In- und Ausland in den letzten Jahren rasant weiterentwickelt. Die Leitungsinspektionstechnologie hat sich schrittweise in zwei Bereiche unterteilt: interne und externe Detektionstechnologie (Beschichtungsprüfung und intelligente Detektion). In der Regel führt eine beschädigte Beschichtung zu Korrosion der darunterliegenden Leitung. Die externe Prüftechnik für Rohrleitungen dient der Überprüfung der Wirksamkeit der Beschichtung und des kathodischen Korrosionsschutzes sowie der Erkennung von Korrosionsdefekten am Rohrkörper durch Lochinspektion. Die meisten modernen Rohrleitungen mit Nord-Innen-Prüfverfahren sind sehr effektiv. Die interne Prüftechnik wird hauptsächlich eingesetzt, um Defekte wie innere und äußere Korrosion, lokale Verformungen und Schweißnahtrisse in der Rohrleitung zu finden und ermöglicht zudem eine indirekte Beurteilung der Beschichtungsintegrität.
Zweitens: Detektionstechnologie außerhalb der Pipeline. Erdverlegte Pipelines nutzen üblicherweise ein Schutzsystem aus Beschichtung und kathodischem Korrosionsschutz (KKS) zur Kontrolle externer Korrosion. Diese beiden Methoden ergänzen sich: Die Beschichtung dient dem kathodischen Korrosionsschutz und ist somit wirtschaftlich und effektiv. Durch den kathodischen Korrosionsschutz kann die Beschichtung gezielt auf Poren oder Beschädigungen untersucht werden. Diese Methode gilt als beste Schutzmethode und wird häufig zur Korrosionskontrolle erdverlegter Pipelines eingesetzt. Die Beschichtung bildet die erste Verteidigungslinie gegen externe Korrosion, und ihre Schutzwirkung beeinflusst direkt die Effizienz des KKS. In Beitrag Nr. 7 der NACE993-Jahreskonferenz wurde hervorgehoben: „Die richtige Beschichtung sollte 99 % des Schutzbedarfs erdverlegter Komponenten decken, die restlichen 99 % werden durch den kathodischen Korrosionsschutz abgedeckt.“ Daher muss die Beschichtung über gute Eigenschaften wie elektrische Isolation, Haftung, Kontinuität und Korrosionsbeständigkeit verfügen, und die Erhaltung ihrer Integrität ist von entscheidender Bedeutung. Die Gesamtleistung der Beschichtung wird von zahlreichen Faktoren beeinflusst, darunter Beschichtungsmaterialien, Fülltechnologie, Bauqualität, Korrosionsumgebung und Managementstandards. Nach einer gewissen Betriebszeit der Pipeline nimmt die Gesamtleistung der Beschichtung in unterschiedlichem Maße ab. Dies äußert sich in Alterung, Rissen, Abplatzungen, Beschädigungen und anderen Zuständen. Die Oberfläche des Rohrkörpers korrodiert durch direkten oder indirekten Kontakt mit Luft und Erdreich. Wird die Beschichtung nicht effektiv überwacht und instand gehalten, kann dies letztendlich zu Rohrdurchbrüchen, Rohrbrüchen und anderen Beschädigungen führen.
Die Beschichtungsprüfungstechnologie nutzt Spezialgeräte, um die Gesamtleistung der Beschichtung berührungslos vom Boden aus zu untersuchen, ohne die Pipeline freizulegen. Ziel ist es, Alterungs- und Beschädigungsdefekte der Beschichtung wissenschaftlich, präzise und wirtschaftlich zu lokalisieren, ihre Größe zu bestimmen und statistisch zu erfassen. Gleichzeitig werden Größe und Anzahl der Defekte umfassend bewertet und ein Sanierungsplan vorgeschlagen. Dieser hilft dem Pipelinebetreiber, den Zustand der Beschichtung zu verstehen und die notwendige Instandhaltung durchzuführen, um die Integrität und Unversehrtheit der Beschichtung zu gewährleisten. Die Anwendung der Pipeline-Prüftechnologie in China begann Mitte der 1980er Jahre. Zu den Prüfmethoden gehören hauptsächlich die Standard-Rohr-/Erdpotentialmessung, die Pearson-Beschichtungsisolationswiderstandsmessung und die Rohrstrommessung. Die Testergebnisse spielen eine wichtige Rolle bei der Gesamtbewertung der Beschichtung, jedoch besteht weiterhin eine große Lücke in der genauen Lokalisierung von Defekten und der Ableitung sinnvoller Sanierungsmaßnahmen. In den letzten Jahren sind externe Prüfgeräte für Pipelines durch Weltbankkredite und den Austausch mit ausländischen Pipeline-Unternehmen vergleichsweise günstig und einfach zu bedienen geworden. Ausländische externe Prüftechnologien finden breite Anwendung bei der Beschichtungsprüfung von Fernleitungen für die Öl- und Gasindustrie in China. Die Prüftechnik hat das Niveau führender Industrieländer erreicht. Zu den in der Praxis häufig eingesetzten externen Prüfverfahren zählen: die Prüfung des Standard-Rohr-/Erdungspotenzials, die Pearson-Prüfung, die Prüfung des Nahfeldpotenzials, die Prüfung des Mehrfrequenz-Abhörstroms und die Gleichstromgradientenprüfung.
1. Standardisierte Rohr-/Standortpositionserkennungstechnologie (P/S): Diese Technologie dient hauptsächlich der Überwachung der Wirksamkeit des kathodischen Korrosionsschutzes. Mithilfe eines Multimeters wird das Potenzial zwischen der geerdeten Cu/CuSO4-Elektrode und einem bestimmten Punkt auf der Metalloberfläche der Rohrleitung gemessen. Anhand der Potenzial-Abstands-Kurve wird die Potenzialverteilung analysiert, um die Differenz zwischen dem aktuellen und dem vorherigen Potenzial zu ermitteln und den Zustand der Beschichtung zu beurteilen. Dabei wird geprüft, ob das gemessene Potenzial dem Standard entspricht. Dieses schnelle und einfache Verfahren wird von Rohrleitungsbetreibern weiterhin häufig für die tägliche Verwaltung und Überwachung der Rohrleitungsbeschichtung und des kathodischen Korrosionsschutzes eingesetzt.
2. Pearson-Überwachungstechnologie (PS): Diese Technologie dient der Erkennung von Beschichtungsfehlern und deren Bereichen. Da kein kathodischer Schutzstrom erforderlich ist, muss lediglich das Wechselstromsignal (000 Hz) des Messumformers an die Rohrleitung angelegt werden. Die Bedienung ist daher einfach und schnell, und die Technologie findet breite Anwendung in der Beschichtungsüberwachung. Die Genauigkeit der Messergebnisse ist jedoch aufgrund von Störungen durch externe Ströme gering. Unterschiedliche Boden- und Beschichtungsabschnitte können Signalveränderungen verursachen, und die Beurteilung von Fehlern und deren Größe hängt von der Erfahrung des Bedieners ab.
3. Potenzialmessung im Nahbereich (CIS, CIPS): Die Nahbereichspotenzialmessung (CIS) und die Nahbereichspolarisationspotenzialmessung (CIPS) ähneln der Standard-Rohr-Erde-Potenzialmessung (P/S). Ihr Kern besteht in der Messung des verschlüsselten Rohr-Erde-Potenzials und des verschlüsselten Potenzials im stromlosen Zustand. Durch die Messung des intensiven Potenzials und des intensiven Potenzials des kathodischen Korrosionsschutzes an der Rohrleitung lässt sich die Wirksamkeit des kathodischen Schutzes bestimmen. Zudem können Position und Größe von Defekten indirekt ermittelt werden, was Rückschlüsse auf den Zustand der Beschichtung zulässt. Diese Methode hat jedoch auch Einschränkungen: Ihre Genauigkeit ist gering, sie hängt von der Erfahrung des Bedieners ab, ist anfällig für externe Störungen und kann Messfehler von 200–300 mV aufweisen.
4. PCM-Mehrfrequenz-Rohrstromprüfung: Die Mehrfrequenz-Rohrmittelpunktmethode ist eine neue Technologie zur Überwachung von Beschichtungsleckagen und eine verbesserte Methode zur Beschichtungsprüfung, die auf der Rohrstromgradientenprüfung basiert. Sie nutzt ein modernes PCM-Instrument, misst den Strom in einem definierten Messintervall, erfasst die Stromgradientenverteilung und liefert so einen Überblick über die gesamte Rohrleitung. Dadurch lassen sich Rohrleitungsabschnitte mit signifikanten Stromsignalleckagen schnell und kostengünstig lokalisieren. Der Zustand der Beschichtung wird anschließend computergestützt analysiert und bewertet. Mithilfe des A-förmigen Messfelds des PCM-Instruments wird der Oberflächenpotenzialgradient erfasst, um die Leckagestelle der Beschichtung präzise zu lokalisieren. Diese Methode ist mit Rohrleitungen unterschiedlicher Spezifikationen und Materialien kompatibel. Sie ermöglicht die Prüfung der gesamten Rohrleitung über große Entfernungen und ist weniger anfällig für Veränderungen der Beschichtungsmaterialien und der Bodenbeschaffenheit. Der Oberflächenwiderstand Rg-Wert dient zur Bestimmung der technischen Güteklasse der Rohrleitungsbeschichtung, zur Bewertung ihres Zustands und zur Ableitung von Maßnahmen zur Beschichtungswartung. Mit einer speziellen Kopplungsspule kann die Beschichtungsprüfung auch an Unterwasserrohrleitungen durchgeführt werden.
5. Gleichstrom-Potenzialgradienten-Verfahren (DCVG): Dieses Verfahren erfasst den Potenzialgradienten, der durch den kathodischen Schutzstrom im beschädigten Bereich der Rohrleitungsbeschichtung entsteht (d. h. den Spannungsabfall im Boden), und berechnet die Beschichtung anhand des prozentualen Spannungsabfalls. Die Größe des Schichtdefekts wird durch Wechselstrom nicht beeinflusst. Durch die Bestimmung, ob Strom in die Rohrleitung hinein- oder herausfließt, lässt sich zudem feststellen, ob die Rohrleitung Korrosionsschäden aufweist.
6. Vergleich verschiedener Prüfmethoden. In den letzten Jahren hat der Autor die Wirksamkeit von Beschichtungen und kathodischem Korrosionsschutz an mehreren Pipelines, wie z. B. der Sichuan Long-Cang-, Gong-Zi-, Lu-Wei- und Shen-Dao-Pipeline, untersucht. Dabei wurden die genannten Methoden verglichen. Es zeigte sich, dass alle Technologien zur Erkennung von Beschichtungsfehlern auf der Anlegung von Gleich- oder Wechselstromsignalen an die Pipeline basieren und sich lediglich in Struktur, Leistung und Funktion unterscheiden. Jede Methode hat ihre Stärken und ist überzeugend in der Bewertung der Gesamtleistung der Beschichtung, weist aber auch Vor- und Nachteile auf. Um die Einschränkungen einzelner Prüfmethoden zu überwinden, hat der Autor festgestellt, dass die Kombination mehrerer Methoden zur Erkennung von Beschichtungsfehlern die Schwächen der einzelnen Technologien bei der Vor-Ort-Inspektion ausgleichen kann. Bei kathodisch geschützten Pipelines wird zunächst der Prüfwert im täglichen Betriebsprotokoll (P/S) herangezogen und anschließend das Rohr-Erde-Potenzial der Pipeline mittels CIPS-Technologie gemessen. Das gemessene Potenzial im stromlosen Zustand ermöglicht die Bestimmung der Wirksamkeit des kathodischen Korrosionsschutzsystems. Nachdem ein Beschichtungsdefekt festgestellt wurde, werden mithilfe der DCVG-Technologie die Kathoden- und Anodencharakteristik jedes Defekts ermittelt. Anschließend wird mit DCVG die Mitte des Defekts bestimmt. Der durch den gemessenen Defektleckstrom verursachte Spannungsabfall im Erdreich dient zur Bestimmung von Größe und Schweregrad des Defekts und als Grundlage für die Auswahl der Reparaturmaßnahmen. Bei Rohrleitungen ohne kathodischen Korrosionsschutz kann die PCM-Prüftechnologie eingesetzt werden, um den Rohrabschnitt mit starkem Stromsignalleck zu identifizieren. Die in der PCM-Technologie verwendete A-Rahmen- oder Pearson-Detektionstechnologie lokalisiert dann präzise die Beschädigungsstelle der Beschichtung und bestimmt deren Ausmaß. Die PCM-Prüftechnologie kann auch bei Rohrleitungen mit kathodischem Korrosionsschutz verwendet werden, ihre Genauigkeit ist jedoch etwas geringer als die der DCVG-Technologie. Da alle Beschichtungsprüfverfahren elektrische Signale an der Rohrleitung anlegen, weisen sie gewisse Nachteile auf, und manche Beschichtungsdefekte können nicht erkannt werden. Der Strom kann nicht in den Boden fließen und einen Stromkreis bilden; er kann nur mit anderen Methoden aufgespürt werden. Aufgrund der Abschirmwirkung ist die PCM-Technologie nicht für Rohrleitungen mit Ummantelung geeignet. Keine der Technologien kann feststellen, ob die Beschichtung abblättert.
Drittens: Die In-Pipeline-Detektionstechnologie. Diese Technologie ergänzt den Molch (PIG) um verschiedene zerstörungsfreie Prüfgeräte (ZfP) und wandelt seine ursprüngliche Reinigungsfunktion in die Datenerfassung, -verarbeitung und -speicherung um. Der intelligente Pipeline-Defektdetektor (SMART PIG) mit seinen vielfältigen Funktionen kann Pipeline-Defekte durch die Bewegung des Molchs in der Pipeline erkennen. Bereits 1965 setzte das US-amerikanische Unternehmen Tuboscopc erfolgreich die Magnetflussleckprüfung (MFL) zur zerstörungsfreien Inspektion von Öl- und Gas-Fernleitungen ein. In der Folge wurden weitere zerstörungsfreie Technologien zur internen Inspektion entwickelt, die ein breites Anwendungsspektrum eröffneten. Bekannte ausländische Unternehmen, die diese Technologie einsetzen, sind Tuboscopc GE PII (USA), British Gas (Großbritannien), Pipetronix (Deutschland) und Corrpro (Kanada). Ihre Produkte sind mittlerweile in Serie gefertigt und diversifiziert. Interne Detektoren lassen sich in Messschieber zur Erfassung geometrischer Verformungen von Rohrleitungen, Lecksuchgeräte für Rohrleitungen, Magnetfluss-Lecksuchgeräte zur Erkennung von durch Korrosion verursachten Volumendefekten und rissähnliche Flächendetektoren unterteilen. Weitere Detektoren sind Wirbelstromdetektoren zur Defekterkennung, Ultraschalldetektoren und Rissprüfgeräte auf Basis elastischer Scherwellen. Einige weit verbreitete Methoden werden im Folgenden kurz vorgestellt.
1. Die Technologie zur Durchmessermessung dient hauptsächlich dazu, geometrische Verformungen von Rohrleitungen infolge äußerer Kräfte zu erkennen und deren genaue Position zu bestimmen. Einige Verfahren nutzen mechanische Vorrichtungen, andere das Prinzip der magnetischen Induktion. Sie ermöglichen die Erkennung von Poren, Ovalität und Abweichungen im Innendurchmesser sowie anderer geometrischer Anomalien, die den effektiven Innendurchmesser des Rohrs beeinflussen.
2. Lecksuchtechnologie: Aktuell gelten die Differenzdruckmethode und die akustische Strahlungsmethode als ausgereifte Technologien. Bei der Differenzdruckmethode wird ein Messgerät mit Drucküberwachung eingesetzt. Die zu prüfende Rohrleitung wird mit dem entsprechenden Medium befüllt. Leckagen treten an der Stelle mit dem niedrigsten Druck in der Rohrleitung auf, wo Lecksuchgeräte installiert werden. Die akustische Strahlungsmethode nutzt den charakteristischen Schall im Bereich von 20 bis 40 kHz, der bei einer Leckage entsteht. Dieser wird von einem Sensor mit geeigneter Frequenzauswahl erfasst und anschließend mithilfe eines Kilometerzählers und eines Markierungssystems lokalisiert.
3. Magnetflussleckage-Detektionstechnologie (MFL) Unter allen Rohrleitungsdetektionstechnologien blickt die Magnetflussleckage-Detektion auf die längste Geschichte zurück. Sie kann volumenartige Defekte erkennen, die durch innere und äußere Korrosion der Rohrleitungsinseln verursacht werden, stellt geringe Anforderungen an die Detektionsumgebung und wird auch für Öl- und Gaspipelines eingesetzt. Zudem ermöglicht sie eine indirekte Beurteilung des Beschichtungszustands und weist das breiteste Anwendungsgebiet auf. Da Flussleckage ein relativ rauschbehafteter Prozess ist, sind Anomalien in den Datenaufzeichnungen selbst ohne Verstärkung erkennbar. Die Anwendung ist vergleichsweise einfach. Es ist zu beachten, dass bei der Verwendung eines Magnetflussleckage-Detektors zur Rohrleitungsdetektion die Betriebsgeschwindigkeit des Molchs kontrolliert werden muss, da die Magnetflussleckage sehr empfindlich auf die Geschwindigkeit des Trägers reagiert. Obwohl der Einsatz eines Stromsensors anstelle der Sensorspule die Geschwindigkeit des Molchs reduziert und somit die Empfindlichkeit verringert, kann der Einfluss der Geschwindigkeit nicht vollständig eliminiert werden. Bei der Rohrleitungsdetektion mit dieser Technologie ist eine vollständige magnetische Sättigung der Rohrwand erforderlich. Daher hängt die Messgenauigkeit von der Wandstärke des Rohrs ab. Je größer die Wandstärke, desto geringer die Genauigkeit. Üblicherweise liegt der Anwendungsbereich bei einer Wandstärke von maximal 2 mm. Die Präzision dieser Technologie ist nicht so hoch wie die von Ultraschall, und die Bestimmung der genauen Fehlerhöhe hängt weiterhin von der Erfahrung des Bedieners ab.
4. Piezoelektrische Ultraschallprüftechnik Das Prinzip der piezoelektrischen Ultraschallprüftechnik ist ähnlich.
Veröffentlichungsdatum: 28. Juni 2023