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Corrosion par courant alternatif — un nouveau défi à l’intégrité du pipeline

Publié par NACE International
Auteur(s): Robert Gummow
Co-auteur(s): Robert Wakelin and Sorin Segall

La corrosion de l’acier par courant alternatif a été étudiée dès le début des années 1900. Ces premières études ainsi que d’autres dans les années 1950-1960 ont indiqué que la corrosion de l’acier par le courant alternatif n’était qu’une infime partie d’une quantité équivalente de courant continu (c’est-à-dire moins de 1 % d’une somme identique de courant continu) et qu’en plus elle n’était contrôlé qu’à un niveau négligeable lorsque la protection cathodique était appliquée selon les normes de l’industrie. Cependant, en 1986, une enquête sur une défaillance attribuable à la corrosion sur un gazoduc à haute pression en Allemagne a indiqué que la seule cause de la défaillance était la corrosion due au courant alternatif. Cette défaillance attribuable à la corrosion sur un pipeline, qui était par ailleurs bien protégé, a donné lieu à plusieurs études en laboratoire et sur le terrain qui ont montré qu’au-dessus d’une certaine densité minimale de courant alternatif, des niveaux normaux de protection cathodique ne contrôleront pas la corrosion par courant alternatif à des niveaux acceptables et que des mesures d’atténuation du courant alternatif sont souvent nécessaires pour éviter une corrosion importante. Plusieurs autres sites de corrosion par courant alternatif ont été découverts sur des défauts d’enrobage au cours des enquêtes de suivi en Allemagne. Un graphe, qui fait le lien entre la tension du courant alternatif et la taille des défauts d’enrobage à la densité minimale de courant alternatif pour la corrosion, est présenté pour aider l’opérateur de pipeline à déterminer si un pipeline est sensible ou non à la corrosion par courant alternatif.

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