Autoren: Erwin Gamboa, Bob Andrews
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Autoren: Erwin Gamboa, Bob Andrews
Im Laufe der Jahre wurden verschiedene Methoden zur Bewertung der Bedeutung von rissartigen Defekten in Pipelines eingesetzt. Einige Methoden wurden ausgehend von den ersten Prinzipien und der Bruchmechanik entwickelt, andere, eher empirische Methoden wurden entwickelt, um beobachtbare komplexe Mechanismen besser zu berücksichtigen. Unsere Experten Erwin Gamboa und Bob Andrews untersuchen kurz die verschiedenen derzeit verfügbaren Methoden und skizzieren die zugrunde liegenden Annahmen, auf denen jede Methode beruht, mit dem Ziel, den Lesern bei der Auswahl der am besten geeigneten Methode zur Bewertung ihrer Pipeline zu helfen.
Wenn rissartige Defekte in einer Pipeline entdeckt werden, stellen die Betreiber in der Regel zunächst Fragen, die sich darauf beziehen, ob die Pipeline noch sicher betrieben werden kann, wie viele Reparaturen (falls überhaupt) erforderlich sind und wann diese Reparaturen abgeschlossen sein müssen.
Es wurden verschiedene Methoden entwickelt, um Antworten auf diese Fragen zu finden. Einige Modelle basieren auf den ersten Prinzipien und der Bruchmechanik und wurden ursprünglich für allgemeine Anwendungen (nicht speziell für Pipelines) entwickelt. Diese Modelle können manchmal sehr konservativ sein, da sie die Feinheiten einer bestimmten Situation nicht berücksichtigen. Andere Methoden wurden von der Pipeline-Industrie entwickelt und basieren stark auf Beobachtung und Experimenten. Daraus entstanden semi-empirische Methoden, die einfach anzuwenden sind und genaue Ergebnisse liefern, wenn sie innerhalb des Bereichs ihrer ursprünglichen Kalibrierung verwendet werden. Dieser Artikel soll einen Überblick über diese verschiedenen Bewertungsmethoden und Modelle geben, um Betreibern ein besseres Verständnis zu vermitteln und Ingenieuren für die Integrität von Assets bei der Auswahl einer geeigneten Bewertung für ihren spezifischen Fall zu helfen.
Zwei der am häufigsten verwendeten Bewertungsmethoden für Pipeline-Defekte sind der British Standard BS 7910:2019 „Leitfaden für Methoden zur Bewertung der Akzeptanz von Fehlern in metallischen Strukturen“i und der American Petroleum Institute/American Society of Mechanical Engineers' API579-1/ASME FFS-1 – 2021 „Fitness for Service“ii. Diese Dokumente werden in einer Reihe von Normen der Pipeline-Branche als Referenz verwendet und werden zu Praktiken, die der Branche aufgrund eines konsistenten und soliden Ansatzes, der allgemein verstanden wird, Vorteile bringen. Diese Methoden haben in der Pipeline-Branche bei der Bewertung von rissartigen Defekten an Beliebtheit gewonnen, und es gibt inzwischen umfangreiche Erfahrungen bei der Anwendung auf Pipelinesiii,iv.
BS 7910 befasst sich mit allen Arten von metallischen Strukturen und Komponenten, während API 579-1/ASME FFS-1 (besser bekannt als API 579) speziell für Druckgeräte in der petrochemischen und verwandten Industrie gilt. Die Bewertung von Mängeln erfolgt auf der Grundlage des Konzepts der Gebrauchstauglichkeit (Fitness for Purpose, FFP). Dieses FFP-Konzept geht davon aus, dass eine Struktur „für die Erfüllung ihres Zwecks geeignet“ ist, solange die Bedingungen für ein Versagen nicht erreicht werden. Bei einer kritischen technischen Bewertung (oder einfach „technischen Bewertung“) werden bekannte oder hypothetische Mängel anhand dieses Kriteriums bewertet.
Um die Akzeptanz von rissähnlichen Fehlern zu bestimmen, verwenden sowohl BS 7910 als auch API 579 ein Fehlerbewertungsdiagramm (FAD), das das Versagen durch Bruch (entweder spröde oder duktil) und plastisches Kollabieren berücksichtigt. Eine Grenze zwischen sicher und nicht sicher wird anhand der Materialeigenschaften und in einigen Fällen der Geometrie berechnet. Anschließend werden auf dieser Fläche Punkte basierend auf den Lasten und der Fehlergeometrie eingezeichnet und anschließend als akzeptabel oder nicht akzeptabel eingestuft. Die Abbildung zeigt ein typisches Fehler-Auswirkungs-Diagramm mit einem Bewertungspunkt innerhalb der Grenze, was bedeutet, dass dieser bestimmte Fehler als sicher eingestuft würde.
Als das Gebiet der Bruchmechanik entwickelt wurde, ging es um ein idealisiertes, vereinfachtes linear-elastisches Regime. Dieses Regime war in der Pipeline-Industrie schwer anzuwenden, da die Strukturen dünne Abschnitte mit manchmal geringer Festigkeit und hoher Duktilität aufweisen und definitiv nicht-linear-elastisches Verhalten zeigen. Nach viel Arbeit in diesem Bereich wurden die NG-18-Gleichungen (erstellt vom NG-18-Ausschuss der American Gas Association) entwickelt, die sowohl auf einer einfachen Theorie als auch auf umfassenden Experimenten basieren. Dieses experimentelle Programm half bei der Bewältigung einer Reihe von Herausforderungen, die durch Phänomene wie hohe Duktilität, Abstumpfung von Rissen und Materialbeschränkungen entstehen, die in der realen Welt beobachtet werden, aber in den allgemeinen Methoden nicht einfach zu berücksichtigen sind. Seit der ersten Entwicklung der halbempirischen NG-18-Gleichungen in den 1960er Jahren wurden zahlreiche Verfeinerungen vorgenommen, um die Kontrollmechanismen für das Versagen (bruch- oder fließgesteuert) und verschiedene Fehlerformen zu berücksichtigen.
Es gibt auch andere Bewertungsmethoden, wie das Duktil-Fehler-Wachstumsmodell (DFGM) und das eng damit verwandte Rohr-Axialfehler-Versagenskriterium (PAFFC), die auf der Theorie der elastisch-plastischen Bruchmechanik basieren. Die Software zur Bewertung der Lebensdauer bei Korrosion (CorLAS), die auf dem J-Schätzschema des Electric Power Research Institute (EPRI) basiert, wurde ursprünglich für die Bewertung von Fehlern bei der Stresskorrosionsrissbildung (SCC) in Pipelines entwickelt, wurde aber auch auf Risse und rissähnliche Fehler unterschiedlicher Herkunft angewendet.
Ein entscheidender Faktor sowohl für die allgemeinen als auch für die spezifischen Modelle der Pipeline ist die Frakturhärte des Pipeline-Stahls. Traditionell wurde die „Härte“ von Leitungsrohren durch die Aufprallenergie quantifiziert, die mit dem Charpy-V-Kerbtest (CVN) gemessen wurde. Diese CVN-Methode ist jedoch eine qualitative Messung der Härte, und diese erfordern eine weitere Validierung und Kalibrierung in Tests im Originalmaßstab, um sie als Ersatz für quantitative Werte verwenden zu können. Quantitative Methoden zur direkten Messung der Zähigkeit eines Materials, wie die Rissöffnungsverschiebung (CTOD) oder das J-Integral, sind nicht so beliebt, da sie in der Regel teurer sind als CVN-Tests. Daher beziehen sich die meisten verfügbaren Testergebnisse (historische und aktuelle) nur auf CVN-Tests.
Dieser Mangel an quantitativen Daten hat erhebliche Auswirkungen, wenn man versucht, die zuvor erwähnten Bewertungsmethoden anzuwenden. Generische Methoden stützen sich auf diese quantitativen Daten, während die halbempirischen Methoden die CVN-Werte direkt verwenden. Um die CVN-Ergebnisse in generischen Methoden zu verwenden, wurde eine Reihe von Korrelationen formuliert, die stark von einer Reihe von Faktoren wie Bruchmechanismus, Temperatur usw. abhängen. Die Wahl der richtigen Korrelation ist von entscheidender Bedeutung, da die Wahl der falschen Korrelation dazu führen kann, dass die Ergebnisse bedeutungslos sind und den Zustand des Assets nicht genau wiedergeben. Außerdem liefern generische Methoden in der Regel viel konservativere Ergebnisse als semi-empirische Methoden, was wiederum auf die konservative Natur der Zähigkeitskorrelationen zurückzuführen ist.
Unabhängig von der verwendeten Bewertungsmethode ist eine weitere Dimension zu berücksichtigen: die Zeit. Nehmen die Anomalien mit der Zeit zu oder sind sie statisch und stabil? Handelt es sich tatsächlich um Risse oder nur um ebene Merkmale mit stumpfen Spitzen? Bei der Betrachtung von Veränderungen von Rissen im Laufe der Zeit können viele Parameter einen sehr großen Einfluss auf die Bewertung haben. Dazu gehören die angenommene Anfangsgröße, die angenommenen Wachstumsmechanismen und -raten, die geschätzten treibenden Kräfte/Lasten und die geschätzte endgültige kritische Größe.
Im Allgemeinen sind die NG-18-Gleichungen für duktile Rohrstähle tendenziell genauer (solange sich der Stahl im CVN-Bereich „oberes Regal“ befindet, wobei zu beachten ist, dass die meisten hochwertigen Rohrstähle bei den typischen Betriebstemperaturen von Pipelines ein Verhalten im oberen Regal aufweisen). Die generischen Methoden sind tendenziell konservativer, können aber verwendet werden, um sichere Ergebnisse zu erzielen, wenn die Materialeigenschaften ungewiss sind oder eine niedrige Duktilität und/oder Zähigkeit bekannt ist. Es ist zu beachten, dass generische Methoden bei der Berechnung der Ermüdungslebensdauer zu nicht konservativen Ergebnissen führen können. Natürlich handelt es sich bei diesen Aussagen um Verallgemeinerungen, die zur besseren Übersichtlichkeit in dieser einführenden Übersicht vorgenommen wurden. Es empfiehlt sich, vor der Beurteilung rissartiger Anomalien immer den Rat eines Experten einzuholen.
Bei der Bewertung von rissähnlichen Defekten in Pipelines ist eine Methode nicht unbedingt „besser“ als eine andere. Jede Methode hat ihre Vor- und Nachteile, die vom jeweiligen Material und der Art des Risses abhängen können. Aufgrund der verfügbaren Daten und der getroffenen Annahmen wird schließlich eine Entscheidung getroffen, welche Methode der anderen vorgezogen wird. Wenn zeitabhängiges Wachstum berücksichtigt werden soll, sind weitere Komplexitäten und Überlegungen für die Bewertung von rissartigen Anomalien in einer Pipeline erforderlich. Es ist immer besser, sich von Fachleuten beraten zu lassen, um sicherzustellen, dass die am besten geeignete Methode ausgewählt wird und die verwendeten Eingaben für diese Methode am besten geeignet sind, um nicht in die uralte „Garbage in, Garbage out“-Falle zu tappen.
Referenzen
i BS 7910:2019, „Leitfaden für Methoden zur Bewertung der Akzeptanz von Fehlern in metallischen Strukturen“, 2019, BSI-Normenpublikation.
ii API579-1/ASME FFS-1 – 2021, „Fitness for Service“, 2021, American Petroleum Institute/American Society of Mechanical Engineers.
iii „Anwendung von BS 7910 auf Hochdruck-Pipelines“, Andrews, R., Cosham, A. und Macdonald, K. 2018, International Journal of Pressure Vessels and Piping, 168, S. 148–155.
iv „Rissähnliche Defekte in Pipelines: Die Relevanz pipelinespezifischer Methoden und Standards“, IPC2012-90459. Cosham, A., Hopkins, P. und Leis, B. 2012, International Pipeline Conference IPC2012.