Rohrleitungen, Korrosion, corrosion under insulation

Wenn Rohrleitungen unter der Isolierung, ihrer Schutzschicht, durch Korrosion geschädigt werden, spricht man von CUI - corrosion under insulation. - Bild: Pixabay

Korrosion von Stahlkomponenten im Anlagenbau ist ein materialimmanentes Problem des Werkstoffs. Sofern die Bauteile (Konstruktion, Rohrleitungen, Behälter) visuell oder mit einfachen Ultraschallverfahren inspiziert werden können, treten wenig Überraschungen auf.

Anders verhält es sich aber mit der Korrosion von wärme-/kälte oder brandschutz-isolierten und verkleideten Rohrleitungen, Armaturen oder Behältern. Der hier auftretende Überraschungseffekt einer flächigen oder punktuell beschleunigten Korrosion unterhalb der Isolierung oder Verkleidung verunsichert und belastet die Anlagenbetreiber und ihre Instandhaltung seit Jahren mit durchaus steigender Tendenz.

Interwalle statt vorausschauender Wartung

Von Predictive Maintenance noch keine Spur: Das Nichtvorhandensein eines wirkungsvollen Vorhersagemodells beschäftigt sowohl die Betreiber als auch die Instandhalter von Industrieanlagen. Die Folge hiervon sind umfangreiche Inspektions-Programme zur Risikoabsicherung. Diese Programme werden seit einigen Jahren gestützt auf Risiko-Management-Systeme, welche eine Risikokategorisierung auf Bauteil-, Rohrleitung- oder Behälter-Ebene vornehmen.

Was ist CUI?

CUI steht für corrosion under insulation - Korrosion unter der Isolation. Dabei korrodiert Metall - üblicherweise das einer Rohrleitung - durch Wasser, das aufgrund einer beschädigten oder fehlerhaften Isolierung eintritt.

Je nach Risikokategorisierung und der damit verbundenen Versagenswahrscheinlichkeit und der potenziellen Schadenshöhe aus dem Bauteilversagen, werden dann die notwendigen Kontrollen und Instandsetzungsarbeiten in Intervallen festgelegt, um das Schadensrisiko zu reduzieren (Bewertungsprinzip: vermeiden, vermindern, überwälzen und Restrisiko tragen).

CUI - unterschiedliche Ursachen

Betrachten wir heute diverse Industrieanlagen (zum Beispiel Raffinerien) und deren Zustand bezüglich Korrosion und speziell potentieller Korrosion unterhalb einer Isolierung, so zeigt sich abhängig vom Alter der Anlage und der Beanspruchung der Komponenten ein hoch unterschiedliches Bild.

Eine Analyse des IST-Zustandes ist natürlich mit entsprechendem Aufwand möglich, führt aber nur zu einem notwendigen Reparaturprogramm. Eine Ursachen-Wirkungskette lässt sich derzeit leider nicht aufstellen, da die Einflussfaktoren über die Zeit – und hier sprechen wir von Zeiträumen zwischen fünf und 25 Jahren – leider nicht detailliert bekannt sind. Die Vorstellung ein Vorhersagemodel anhand der Daten der Vergangenheit zu kalibrieren oder gar einen entsprechenden Algorithmus zu extrahieren scheitert somit.

Einflussfaktoren für Korrosion unter der Isolation

Aber selbst wenn man eine aussagefähige Ursache-Wirkungs-Analyse hätte, würde diese über die Dimension Zeit laufen müssen, das bedeutet die Ursachen (Einflussfaktoren) müssten regelmäßig und zeitlich differenziert feststellar sein. So ist zum Beispiel das Vorhandensein von Feuchtigkeit unterhalb einer Isolierung, also am Metall der Rohroberfläche, noch kein Grund zur Beunruhigung.

Video: Wie CUI auftritt

Erst das Wissen um die Dauer oder den Zyklus dieser Belastung zusammen mit den Oberflächentemperaturen des Rohres, deren zeitliche Veränderung und noch weiterer Faktoren in zeitlicher Differenzierung, könnte Rückschlüsse und Prognosen über den Korrosionsfortschritt möglich machen. Erst damit wäre eine verlässliche Vorhersage möglich, ob zum Beispiel nach einem oder acht Jahren eine kritische Wanddicke des Metalls des Rohres, welche zum Versagen des Bauteils führen wird, erreicht wird.

Unschärfen im Metall der Rohrleitung

Typisches Beispiel für Korrosion unter der Isolierung
Typisches Beispiel für Korrosion unter der Isolierung. - Bild: Jürcke/Rehberg

In der Literatur und Fachwelt finden sich leider nur wenige Angabe zu Erfahrungswerten oder praktischer Datenauswertung. Zum einen, weil sie nicht von den Firmen entsprechend aufgenommen wurden, zum anderen – dort wo welche vorliegen – werden diese nicht öffentlich publiziert, da keine Rückschlüsse auf den (meist nicht guten) Zustand der Anlagen gewünscht sind. Auch die internationalen Versuche, hier sei NACE oder in UK das neueste Forschungsvorhaben des Oil & Gas Technology Center „Solving the CUI challenge“ erwähnt, haben bisher keine bessere Datenlage aufzeigen können.

Auch eine rein analytische Herangehensweise an den chemisch-physikalischen Korrosionsprozess führt bei den Unschärfen im Material des Rohres, der Schutzschicht (Qualität, Dicke, etc.) und den langen Zeitabläufen bei einer nicht exakt bekannten Beanspruchung, zu keinem wirklich verwertbaren Prognosemodell oder nützlichen Informationen.

Korrosion als Schätzfrage

So bleibt es aktuell bei einem Verfahren das Risiko abzuschätzen, welches mehr empirische als datenbasierte Erfahrungen berücksichtigen kann. Für Anlagenbetreiber ist dieser Zustand unbefriedigend, zwingt es sie doch Vertrauen in das risikobasierte Inspektionsprogramm (RBI) des eigenen oder das von einem Dienstleister aufgestellten Integritäts-Managements zu haben.

Anderseits wird sich das Integrity-Management selbst – seien nun interne oder externe Stellen damit beauftragt – nicht in ein unnötiges Risiko hineinbewegen und daher das Inspektions- und Sanierungsprogramm eher umfangreich als zu knapp gestalten. Betrachtet man die Kosten, die hierbei durch Inspektion beziehungsweise auch durch Vor- und Nachbearbeitung (Entfernen und Wiedermontieren der Schutzschicht entstehen, so ist dies für den Anlagenbetreiber nicht unerheblich.

Inoffizielle Aussagen von Inspektionsfirmen belegen, dass oftmals nur fünf Prozent der inspizierten Bereiche wirklich hoch gefährdet sind. Und trotzdem führt CUI noch zu Stillständen oder ad-hoc Reparaturen, nämlich dort wo selbst das konservative und vermeintlich „sichere“ RBI-Programm versagt hat. Insgesamt kein Beleg für eine wirtschaftliche Schärfe der aktuellen Methodik.

Daten zu CUI müssen erhoben werden

Hierbei spielt die Trennung von Instandhaltungsverantwortung, Planung der Inspektionsleistung, deren Durchführung und Auswertung und schließlich die separat vergebene Durchführung der Reparatur der erkannten Defekte (Anomalien) durchaus in die Hände beziehungsweise Umsätze der einzelnen Dienstleister. Ein wirkungsvolles Vorhersagemodel würde zweifelsohne diese Umsätze deutlich reduzieren, aber die Daten zur Aufstellung eines solchen Modells müssten über die nächsten Jahre erhoben werden.

Video: Mistras' CUI-Programm

Der Anspruch des Anlagenbetreibers, dass die Daten seiner Anlage bei ihm bleiben, sind, ebenso wie die Trennung von Inspektionsplanung, Vor- und Nachbereitung, Durchführung, Analyse und Anomalie-Beseitigung (Reparatur) hinderlich, die für einen „big-data“ oder „learning“ Ansatz erforderlichen Datenmengen in den nächsten Jahren zu generieren. Dazu wäre natürlich durch den Betreiber oder Dienstleister auch ein sensorgestütztes Monitoring zumindest an den aus Erfahrung bekannten Problemzonen einer Anlage erforderlich.

Natürlich ist es offensichtlich, dass auch die Reparatur in ihrer Art und Ausführung erhebliche Auswirkungen auf die Kosten selbst hat. Darüber hinaus kann sie, z.B. unter Anwendung von Korrosions-Inhibitoren, einen besseren Langzeitschutz bieten und somit den Aufwand des RBI (risk-based-inspection) Programms mindern oder die Vorhersagegenauigkeit an diesen Stellen schärfen.

Fazit

  • aktuell existiert kein geeignetes Vorhersagemodel für Korrosion unter der Isolierung (CUI)
  • die Chance aus den heute bekannten und vorliegenden Ursache-Wirkung Daten ein Model herzuleiten besteht so gut wie nicht
  • ein Vorhersagemodel könnte mit einer geeigneten Datenerhebung über viele Anlagen und über die nächsten Jahre aufgebaut werden
  • hierzu sollte ein Dienstleister als Geschäftsmodel ein komplettes Integrity Management inklusive Sensor-Installationen, RBI-Programm, Inspektions-Durchführung und Anomalie-Beseitigung anbieten können
  • und hierzu sollte der Anlagenbetreiber bereit sein, die Datenerhebung zu unterstützen, ein innovatives Kosten/Nutzen-Model mit dem Dienstleister zu erarbeiten und sich langfristig zu binden
  • angesichts der derzeit bei den meisten Anlagebetreibern bestehenden Aufgaben- und Verantwortungsteilung besteht bei keinem der Dienstleister (RBI-Planer, Inspektion, Schadensbeseitigung) ein übergeordnetes Interesse die eigenen Arbeitsvolumina zugunsten einer Kostensenkung bei ihren Kunden zu reduzieren.

Dr.-Ing Rudolf K. Jürcke, Dipl.-Ing. Thomas Rehberg