Sistem pipa yang panjang dan bertekanan tinggi memindahkan gas, minyak mentah, atau produk, harus diinspeksi oleh sebuah pig pandai (intelligent pig) untuk lokasi yang mengalami cacat. Inspeksi ini berkontribus sangat penting untuk keamanan operasi dari sistem-sistem pipa ini.
Cacat yang umum terjadi adalah anomali geometrik, kehilangan logam, dan cacat seperti retak. Intelligent pigs adalah sebuah robot pengukuran yang didorong melalui sistem pipa untuk mendeteksi cacat, menggunakan teknik pengukuran yang tepat.
Sekitar tahun 1990, retak longitudinal mulai muncul semakin banyak pada pipeline, menyebabkan masalah serius. Hal ini menyebabkan kemajuan perkembangan dari generasi alat pendeteksi retak
Macam-macam Retak
Meskipun retak akibat kelelahan yang terisolasi telah terlihat sejak tahun 1970-an, mengingkatnya kemunculan dari cacat stress corrosion cracking (SCC) pada 1990-an yang menyebabkan beberapa kegagalan spektakuler di Rusia dan Amerika Utara.
SCC berkembang di biba pada kondisi yang didefinisikan secara sempit, seperti kerentanan baja, kelembaban tanah, kimia tanah, kualitas lapisan, variabel stres, dan peningkatan suhu yang tinggi. SCC pertama kali muncul di daerah yang disebutkan di atas, terutama di pipa bertekanan tinggi, dan sekarang semakin sering muncul di liquid pipeline, meskipun sistem-sistem pipa ini tidak mengalami peningkatan suhu.
Terlepas dari SCC, retakan akibat kelelahan logam (metal fatigue) menjadi semakin umum, terutama karena meningkatnya akumulasi jumlah siklus tekanan pada populasi pipa yang mengalami penuaan.
Retak yang mempengaruhi integritas struktural dari pipa umumnya berorientasi secara longitudinal, yang disebabkan oleh distribusi tegangan dominan dalam baja. Retak akibat fatigue dapat tumbuh dengan baik dari internal maupun permukaan luar dinding. Karena mekanisme pertumbuhan, retak SCC adalah cacat eksternal.
Manajemen Integritas Pipa Terhadap SCC
Ada tiga teknik umum yang digunakan untuk manajemen integritas pipa terhadap SCC dan ancaman-ancaman lainnya, yaitu Hydrostatic Testing, Direct Assessment, dan In-Line Inspectiona (ILI).
Mengikuti kegagalan SCC awal jaringan pipa transmisi gas pada tahun 1960, pengujian hidrostatik adalah alat utama yang digunakan untuk mengkonfirmasi integritas dari pipa yang terkena dan mencegah kegagalan tambahan. Pipa yang tekanan diuji dengan air pada tekanan signifikan lebih tinggi dari tekanan operasi untuk menghilangkan kelemahan kritis dekat. Teknik ini memiliki sejumlah keterbatasan. Sangat sedikit, jika ada, korosi retak tegang kelemahan dihapus, dan pipa harus diambil dari layanan untuk pengujian. Dalam iklim kering, mendapatkan sumber air yang memadai bisa menjadi suatu tantangan, sementara pembekuan air dapat menjadi masalah di musim dingin atau iklim utara. Untuk jaringan pipa minyak cair, air harus secara luas diperlakukan sebelum dibuang kembali ke lingkungan. Ada juga kemungkinan terbatas dari fenomena yang dikenal sebagai pembalikan tekanan yang terjadi, di mana tekanan kegagalan setelah tes hidrostatik lebih rendah dari tekanan tes maksimum, sebagai akibat dari pertumbuhan retak subkritis selama uji hidrostatik.
Karena keterbatasan ini, telah ada bunga yang signifikan dalam komunitas pipa dalam pengembangan alternatif untuk pengujian hidrostatik. Salah satu alternatif adalah SCC Direct Assessment (SCCDA). Praktek yang disarankan pertama untuk SCCDA dikeluarkan pada tahun 2004 (NACE Standard RP 0204-2004). SCCDA adalah proses terstruktur dimaksudkan untuk membantu perusahaan pipa dalam menilai sejauh mana SCC pada pipa yang dikuburkan, sehingga memberikan kontribusi untuk upaya mereka untuk meningkatkan keselamatan dengan mengurangi dampak SCC eksternal pada integritas pipa. Istilah ini agak keliru dalam proses ini jauh lebih luas dari sekedar memeriksa pipa untuk bukti SCC.
Langkah pertama dalam proses (pre-assessment) melibatkan pengumpulan informasi yang ada pada pipa yang dapat digunakan untuk menilai kemungkinan bahwa pipa rentan terhadap stres retak korosi. Penelitian ini diterapkan dijelaskan di atas telah membentuk dasar untuk menetapkan informasi penting yang harus dikumpulkan. Dalam kasus-pH tinggi korosi retak tegang, seleksi awal dari segmen yang paling rentan berdasarkan lima faktor; stres operasi (> 60% kuat luluh minimum spesifikasi), suhu (> 100 ° F), jarak dari stasiun kompresor (<20 mil), usia pipa (> 10 tahun) dan jenis pelapis (selain fusion bonded epoxy (FBE )). Dalam kasus mendekati netral SCC pH, ada empat faktor, termasuk suhu operasi.
In-line inspection adalah teknik yang ketiga digunakan untuk mengelola ancaman waktu-bergantung pada pipa operasi. Ada sejarah panjang menggunakan kebocoran fluks magnetik dan, pada tingkat lebih rendah, alat ultrasonik untuk mengatasi ancaman korosi internal dan ekstern pada jaringan pipa transmisi. Sekitar waktu NACE SCCDA direkomendasikan praktek sedang dikembangkan, ada konsensus yang berkembang dalam industri pipa bahwa generasi baru dari alat deteksi retak akan menghilangkan kebutuhan untuk pengujian hidrostatik atau salah satu unsur SCCDA. manajemen integritas akan terdiri dari empat elemen; menemukan retak, ukuran retak, menilai retak dan memperbaiki retak.
Sayangnya, pengalaman dengan alat deteksi retak belum sebagai diinginkan seperti yang telah melompat. Selama beberapa tahun terakhir, telah ada setidaknya dua kegagalan layanan jaringan pipa di mana operator menggunakan alat deteksi retak manajemen integritas. Dalam kasus satu kegagalan di Carmichael MS, penyebab dan faktor tidak bisa dikonfirmasi karena kerusakan kebakaran yang luas untuk pipa gagal. Sebagian dari fraktur tidak merambat sepanjang las jahitan dan pipa memiliki sejarah cacat jahitan las. Bagian pipa yang berisi kegagalan juga sebelumnya telah hidrostatik diuji pada tekanan lebih tinggi dari tekanan kegagalan. Informasi ini, diambil bersama-sama, menunjukkan bahwa kemungkinan penyebab kegagalan adalah pertumbuhan cacat jahitan las dalam pelayanan. Dalam kasus kedua, kegagalan dekat Marshall MI, ada bukti bahwa retakan kelelahan tumbuh dari sebuah koloni retak stres korosi yang sudah ada.
Akurasi Ukuran Retak
Masalah dengan alat deteksi retak generasi sekarang tampaknya terkait dengan akurasi ukuran retak. Alat-alat yang sangat baik dalam menemukan fitur retak-seperti, dan akurasi panjang untuk fitur juga biasanya baik. Masalahnya adalah akurasi mendalam. Panggilan fitur biasanya dilarang oleh mendalam dalam beberapa kedalaman; misalnya <15% dari ketebalan dinding, 15-30% dari ketebalan dinding, 30-45% dari ketebalan dinding dan> 45% dari ketebalan dinding. Saat ini, ada tidak muncul untuk menjadi cukup akurat dalam proses Binning untuk tujuan manajemen integritas. Tekanan kegagalan dalam pipa yang mengandung retak jauh lebih sensitif terhadap mendalam daripada panjang kekurangan. Masalahnya bisa berhubungan dengan presisi dan akurasi alat, atau proses analitis untuk menganalisis data alat.
Karena masalah ukuran ini, operator pipa kadang-kadang diperlukan untuk melakukan tes hidrostatik konfirmasi pada bagian dari sistem mereka untuk menunjukkan kinerja alat deteksi retak. Dalam beberapa kasus, operator pipa juga mungkin dihadapkan dengan situasi di mana sejumlah besar (ribuan) dari fitur yang ditemukan pada segmen pipa. Unsur-unsur SCCDA kemudian dapat digunakan, dalam hubungannya dengan ukuran celah standar, untuk mengidentifikasi fitur yang paling mungkin menjadi ancaman integritas dan harus digali. Unsur-unsur ini juga digunakan untuk memprioritaskan sistem pipa untuk pemeriksaan in-line. Intinya adalah bahwa pemahaman mendasar dari proses SCC, dikembangkan melalui penelitian terapan, masih nilai yang signifikan dalam manajemen integritas.
Tren Masa Depan
Kemampuan deteksi dan ukuran dari alat deteksi retak diragukan lagi akan meningkatkan, tapi akan selalu ada kebutuhan untuk elemen SCADA, yang dikembangkan melalui penelitian terapan, untuk memprioritaskan segmen pipa untuk pemeriksaan. Tergantung pada laju perbaikan dalam presisi dan akurasi sistem ini, mungkin terus menjadi suatu keharusan, untuk waktu dekat, menggunakan elemen SODA untuk membantu mengidentifikasi fitur yang paling mungkin ancaman SCC.
Sebuah ancaman SCC interna dari alkohol baru-baru diidentifikasi. Metanol kadang-kadang digunakan sebagai agen pengeringan untuk jaringan pipa langsung mengikuti uji hidrostatik. Di iklim utara, metanol rapi juga kadang-kadang digunakan untuk pengujian hidrostatik untuk menghindari pembekuan. Ada bukti yang berkembang bahwa metanol ini telah menyebabkan SCC internal beberapa pipa; Penelitian ini sedang berlangsung untuk mengatasi ancaman ini.
Sumber:
- http://pipeliner.com.au/news/crack_detection_in_gas_pipelines/43294
- https://pipabawahlaut.wordpress.com/category/crack-on-offshore-pipelines/
No comments:
Post a Comment