ISO 18086:2019
(Main)Corrosion of metals and alloys — Determination of AC corrosion — Protection criteria
Corrosion of metals and alloys — Determination of AC corrosion — Protection criteria
This document specifies protection criteria for determining the AC corrosion risk of cathodically protected pipelines. It is applicable to buried cathodically protected pipelines that are influenced by AC traction systems and/or AC power lines. In the presence of AC interference, the protection criteria given in ISO 15589-1 are not sufficient to demonstrate that the steel is being protected against corrosion. This document provides limits, measurement procedures, mitigation measures, and information to deal with long-term AC interference for AC voltages at frequencies between 16,7 Hz and 60 Hz and the evaluation of AC corrosion likelihood. This document deals with the possibility of AC corrosion of metallic pipelines due to AC interferences caused by conductive, inductive or capacitive coupling with AC power systems and the maximum tolerable limits of these interference effects. It takes into account the fact that this is a long-term effect, which occurs during normal operating conditions of the AC power system. This document does not cover the safety issues associated with AC voltages on pipelines. These are covered in national standards and regulations (see, e.g., EN 50443).
Corrosion des métaux et alliages — Détermination de la corrosion occasionnée par les courants alternatifs — Critères de protection
Le présent document spécifie des critères de protection pour la détermination du risque de corrosion due aux courants alternatifs pour les canalisations protégées cathodiquement. Il s'applique aux canalisations enterrées qui sont protégées cathodiquement et influencées par des systèmes de traction à courant alternatif et/ou des lignes électriques haute tension en courant alternatif. En présence d'une influence due aux courants alternatifs, les critères de protection spécifiés dans l'ISO 15589‑1 sont insuffisants pour démontrer que l'acier est protégé contre la corrosion. Le présent document spécifie les limites, les modes opératoires de mesurage, les mesures d'atténuation et les informations relatives à l'influence en régime de fonctionnement permanent des courants alternatifs pour les tensions de courant alternatif à des fréquences comprises entre 16,7 Hz et 60 Hz, et à l'évaluation du risque de corrosion due aux courants alternatifs. Le présent document traite de la possible corrosion des canalisations métalliques due à l'influence des courants alternatifs provoquée par le couplage conductif, inductif ou capacitif avec des systèmes électriques à courant alternatif, ainsi que des limites maximales admissibles des effets de cette influence. Il prend en compte le fait qu'il s'agit d'un effet à long terme qui se produit uniquement lors de conditions normales d'exploitation du système électrique à courant alternatif. Le présent document ne traite pas des problèmes de sécurité liés aux tensions de courant alternatif sur les canalisations. Ceux-ci sont traités dans les normes et réglementations nationales (voir par exemple l'EN 50443).
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 18086
Second edition
2019-12
Corrosion of metals and alloys —
Determination of AC corrosion —
Protection criteria
Corrosion des métaux et alliages — Détermination de la corrosion
occasionnée par les courants alternatifs — Critères de protection
Reference number
©
ISO 2019
© ISO 2019
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Published in Switzerland
ii © ISO 2019 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Cathodic protection persons competence . 5
5 Assessment of the AC influence . 5
5.1 General . 5
5.2 Assessment of the level of interference . 6
6 Evaluation of the AC corrosion likelihood. 6
6.1 Prerequisite . 6
6.1.1 General. 6
6.1.2 AC voltage on the structure . 7
6.2 AC and DC current density . 7
6.2.1 General. 7
6.2.2 AC current density . 7
6.2.3 High cathodic DC current density . 7
6.2.4 Low cathodic DC current density . 8
6.2.5 Current ratio “I /I ” . 8
a.c. d.c.
6.2.6 Soil resistivity . 8
6.3 Corrosion rate . 8
6.4 Pipeline coatings . 8
6.5 Evaluation of the metal loss . 9
7 Acceptable interference levels . 9
8 Measurement techniques . 9
8.1 Measurements . 9
8.1.1 General. 9
8.1.2 Selection of test sites . 9
8.1.3 Selection of measurement parameter .10
8.1.4 Sampling rate for the recording of interference levels .10
8.1.5 Accuracy of measuring equipment.10
8.1.6 Installation of coupons or probes to calculate current densities.10
8.2 DC potential measurements .10
8.3 AC voltage measurements .11
8.4 Measurements on coupons and probes .11
8.4.1 Installation of coupons or probes .11
8.4.2 Current measurements.12
8.4.3 Corrosion rate measurements.12
8.5 Pipeline metal loss techniques .13
9 Mitigation measures .13
9.1 General .13
9.2 Construction measures .13
9.2.1 Modification of bedding material .13
9.2.2 Installation of isolating joints .13
9.2.3 Installation of mitigation wires .14
9.2.4 Optimization of pipeline and/or powerline route .14
9.2.5 Power line or pipeline construction.14
9.3 Operation measures .14
9.3.1 Earthing .14
9.3.2 Adjustment of cathodic protection level .15
9.3.3 Repair of coating defects .15
10 Commissioning .16
10.1 Commissioning .16
10.2 Preliminary checking .16
10.2.1 General.16
10.2.2 Coupon AC voltage and current startup .17
10.2.3 Verification of effectiveness.17
10.2.4 Installation and commissioning documents .17
11 Monitoring and maintenance .18
Annex A (informative) Simplified description of the AC corrosion phenomenon .19
Annex B (informative) Coupons and probes .21
Annex C (informative) Coulometric oxidation .26
Annex D (informative) Influence of soil characteristics on the AC corrosion process .27
Annex E (informative) Other criteria that have been used in the presence of AC influence .28
Annex F (informative) Parameters to take into account to choose a DC decoupling device .32
Annex G (informative) Method to determine the reference electrode location to remote earth .34
Annex H (informative) Simultaneous measurement on coupon current densities with high rate .36
Bibliography .38
iv © ISO 2019 – All rights reserved
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www .iso .org/ directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www .iso .org/ patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO’s adherence to the
World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT) see www .iso .org/
iso/ foreword .html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 156, Corrosion of metal and alloys.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 18086:2015), of which it constitutes a
minor revision. The changes compared to the previous edition are as follows:
— references cited informatively (EN 13509 and EN 15257) have been moved from Clause 2 to the
Bibliography;
— in Clause 7, the two instances of the phrase “AC current density” have been changed to “AC average
current density”.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www .iso .org/ members .html.
Introduction
This document has incorporated criteria and thresholds together with experience gained from the
most recent data. Various countries have a very different approach to the prevention of AC corrosion
depending primarily on the DC interference situation. These different approaches are taken into
account in two different ways:
— in the presence of “low” on-potentials, which allows a certain level of AC voltage (up to 15 V);
— in the presence of “high” on-potentials (with DC stray current interference on the pipeline for
instance), which requires the reduction of the AC voltage towards the lowest possible levels.
This document also gives some parameters to consider when evaluating the AC corrosion likelihood,
as well as detailed measurement techniques, mitigation measures, and measurements to carry out for
the commissioning of any AC corrosion mitigation system. Annex E proposes other parameters and
thresholds that require further validation based on practical experiences.
vi © ISO 2019 – All rights reserved
INTERNATIONAL STANDARD ISO 18086:2019(E)
Corrosion of metals and alloys — Determination of AC
corrosion — Protection criteria
1 Scope
This document specifies protection criteria for determining the AC corrosion risk of cathodically
protected pipelines.
It is applicable to buried cathodically protected pipelines that are influenced by AC traction systems
and/or AC power lines.
In the presence of AC interference, the protection criteria given in ISO 15589-1 are not sufficient to
demonstrate that the steel is being protected against corrosion.
This document provides limits, measurement procedures, mitigation measures, and information to
deal with long-term AC interference for AC voltages at frequencies between 16,7 Hz and 60 Hz and the
evaluation of AC corrosion likelihood.
This document deals with the possibility of AC corrosion of metallic pipelines due to AC interferences
caused by conductive, inductive or capacitive coupling with AC power systems and the maximum
tolerable limits of these interference effects. It takes into account the fact that this is a long-term effect,
which occurs during normal operating conditions of the AC power system.
This document does not cover the safety issues associated with AC voltages on pipelines. These are
covered in national standards and regulations (see, e.g., EN 50443).
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For
undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 8044, Corrosion of metals and alloys — Basic terms and definitions
ISO 15589-1, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Cathodic protection of pipeline
systems — Part 1: On-land pipelines
IEC 61010-1, Safety requirements for electrical equipment for measurement, control, and laboratory use —
Part 1: General requirements
EN 50443, Effects of electromagnetic interference on pipelines caused by high voltage AC electric traction
systems and/or high voltage AC power supply systems
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 8044 and the following apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at http:// www .electropedia .org/
3.1
AC electric traction system
AC railway electrical distribution network used to provide energy for rolling stock
Note 1 to entry: The system can comprise the following:
— contact line systems;
— return circuit of electric railway systems;
— running rails of non-electric railway systems, which are in the vicinity of and conductively connected to the
running rails of an electric railway system.
3.2
AC power supply system
AC electrical system devoted to electrical energy transmission, which includes overhead lines, cables,
substations and all apparatus associated with them
3.3
AC power system
AC electric traction system (3.1) or AC power supply system (3.2)
Note 1 to entry: Where it is necessary to differentiate, each interfering system (3.6) is clearly indicated with its
proper term.
3.4
copper/copper sulfate reference electrode
CSE
reference electrode consisting of copper in a saturated solution of copper sulfate
3.5
AC voltage
voltage measured to earth (3.9) between a metallic structure and a reference electrode
3.6
interfering system
general expression encompassing an interfering high voltage AC electric traction system (3.1) and/or
high voltage AC power supply system (3.2)
3.7
interfered system
system on which the interference (3.15) effects appear
Note 1 to entry: In this document, it is the pipeline system (3.8).
3.8
pipeline system
system of pipe network with all associated equipment and stations
Note 1 to entry: In this document, pipeline system refers only to metallic pipeline system.
Note 2 to entry: The associated equipment is the equipment electrically connected to the pipeline.
3.9
earth
conductive mass of the earth, of which the electric potential at any point is conventionally taken as
equal to zero
[SOURCE: IEC 60050-826]
2 © ISO 2019 – All rights reserved
3.10
operating condition
fault-free operation of any system
Note 1 to entry: Transients are not to be considered as an operating condition.
3.11
fault condition
non-intended condition caused by a short-circuit to earth (3.9), the fault duration being the normal
clearing time of the protection devices and switches
Note 1 to entry: A short circuit is an unintentional connection of an energized conductor to earth or to any
metallic part in contact with earth.
3.12
conductive coupling
coupling that occurs when a proportion of the current belonging to the interfering system (3.6) returns
to the system earth (3.9) via the interfered system (3.7) or when the voltage to the reference earth of the
ground in the vicinity of the influenced object rises because of a fault in the interfering system and the
results of which are conductive voltages and currents
3.13
inductive coupling
phenomenon whereby the magnetic field produced by a current carrying circuit influences another circuit
Note 1 to entry: Coupling is quantified by the mutual impedance of the two circuits. The results of which are
induced voltages and, hence, currents that depend on, for example, the distances, length, inducing current, circuit
arrangement and frequency.
3.14
capacitive coupling
phenomenon whereby the electric field produced by an energized conductor influences another
conductor
Note 1 to entry: Coupling is quantified by the capacitance between the conductors and the capacitances between
each conductor and the earth (3.9). The results of which are interference (3.15) voltages into conductive parts or
conductors insulated from earth. These voltages depend, for example, on the voltage of the influencing system,
distances and circuit arrangement.
3.15
interference
phenomenon resulting from conductive, inductive or capacitive coupling (3.12, 3.13, 3.14) between
systems, which can cause malfunction, dangerous voltages, damage (3.17), etc.
3.16
disturbance
malfunction of a piece of equipment that loses its capability to work properly for the duration of the
interference (3.15)
Note 1 to entry: When the interference disappears, the interfered system (3.7) starts working properly again
without any external intervention.
3.17
damage
permanent reduction in the quality of service that can be suffered by the interfered system (3.7)
Note 1 to entry: A reduction in the quality of service could also be the complete cancellation of service.
EXAMPLE Coating perforation, pipe pitting, pipe perforation, permanent malfunction of the equipment
connected to the pipes.
3.18
danger
state of the influenced system that is able to produce a threat to human life
3.19
interference situation
maximum distance between the pipeline system (3.8) and AC power system for which an interference
(3.15) is to be considered
3.20
interference voltage
voltage caused on the interfered system (3.7) by the conductive, inductive or capacitive coupling (3.12,
3.13, 3.14) with the nearby interfering system (3.6) between a given point and the earth (3.9) or across
an insulating joint
3.21
IR drop
voltage due to any current, developed in an electrolyte such as the soil, between the reference electrode
and the metal of the structure, in accordance with Ohm’s Law (U = I × R)
3.22
IR-free potential
E
IR-free
pipe to electrolyte potential measured without the voltage error caused by the IR drop (3.21) due to the
protection current or any other current
3.23
off-potential
E
off
pipe to electrolyte potential measured after interruption of all sources of applied cathodic protection
current with the aim of approaching an IR-free potential (3.22)
Note 1 to entry: The delay before measurement varies according to circumstances.
3.24
on-potential
E
on
pipe to electrolyte potential measured while the cathodic protection system is continuously operating
3.25
spread resistance
ohmic resistance through a coating defect to earth (3.9) or from the exposed metallic surface of a
coupon (3.26) towards earth
Note 1 to entry: This is the resistance which controls the AC or DC current through a coating defect or an exposed
metallic surface of a coupon for a given AC or DC voltage.
3.26
coupon
metal sample of defined dimensions made of a metal equivalent to the metal of the pipeline
3.27
probe
device incorporating a coupon (3.26) that provides measurements of parameters to assess the
effectiveness of cathodic protection and/or corrosion risk
4 © ISO 2019 – All rights reserved
4 Cathodic protection persons competence
Persons who undertake the design, supervision of installation, commissioning, supervision of operation,
measurements, monitoring and supervision of the maintenance of cathodic protection systems shall
have the appropriate level of competence for the tasks undertaken.
EN 15257 or the NACE Cathodic Protection Training and Certification Programme constitute suitable
methods of assessing and certifying the competence of cathodic protection personnel.
The competence of cathodic protection persons to the appropriate level for tasks undertaken should be
demonstrated by certification in accordance with prequalification procedures such as EN 15257, the
NACE Cathodic Protection Training and Certification Programme, or any other equivalent scheme.
5 Assessment of the AC influence
5.1 General
This document is applicable to all metallic pipelines and all high voltage AC traction systems and high
voltage AC power supply systems and all major modifications that can significantly change the AC
interference effect.
The effects are the following:
— danger to people who come in direct contact or contact through conductive parts with the metallic
pipeline or the connected equipment;
— damage of the pipeline or to the connected equipment;
— disturbance of electrical/electronic equipment connected to the pipeline.
Electrical/electronic systems installed on a pipeline network shall be chosen such that they will neither
become dangerous nor interfere with normal operating conditions because of short-term voltages and
currents, which appear during short circuits on the AC power system.
Long-term AC interference on a buried pipeline can cause corrosion due to an exchange of AC current
between the exposed metal of the pipeline and the surrounding electrolyte.
This exchange of current depends on an AC voltage of which the amplitude is related to various
parameters such as the following:
— configuration of AC power line phase conductors;
— presence and configuration of the earthing conductor;
— distance between the AC power line/traction system and the pipeline;
— current flowing in the AC power line/traction system phase conductors;
— average coating resistance of the pipeline;
— thickness of the coating;
— soil resistivity;
— presence of earthing systems;
— voltage of the AC railway system or the AC power line system.
5.2 Assessment of the level of interference
Calculations can be carried out (e.g. in accordance with EN 50443) by mathematical modelling to
determine the earthing requirements necessary to maintain touch voltages within acceptable safe
levels. Their results can also be used to determine voltages necessary to reduce the AC corrosion
likelihood.
During the design phase of new influencing systems (electricity power line or railway line) or a
new influenced system (pipelines), an estimation of the level of AC voltage on the pipeline should be
calculated. Calculations can be carried out by mathematical modelling to determine the level of voltage
produced on the pipeline. In the case of existing structures, field measurements can also be used as an
option to calculation.
According to the results of calculations or field measurements, relevant mitigation measures should be
installed on the influencing systems and/or the influenced system to achieve the relevant AC voltage to
reduce the AC corrosion likelihood (see Clause 7).
Guidance on calculating the AC voltage on a structure caused by an AC power system was published in
Reference [8]. The algorithm determines the worst-case conditions for the input parameters used for
the calculation.
Due to inconsistent load demands on AC power systems, the magnitude of operating currents in
power lines varies. The fluctuations depend on daily and seasonal changes. Input data for calculation
purposes should be based on the realistic operating conditions or the maximum power load of the
influencing system.
NOTE Carrying out calculations with input data based on both approaches helps to estimate the range
between both results and to choose the right method.
6 Evaluation of the AC corrosion likelihood
6.1 Prerequisite
6.1.1 General
The AC voltage on a pipeline is the driving force for the AC corrosion processes taking place on the steel
surface at coating defects. Among other things, corrosion damage depends on the AC current density,
level of DC polarization, defect geometry, local soil composition and resistivity (see Annex D).
Basically, there are three different approaches to prevent AC corrosion: to limit the AC current flowing
through a defect, to control the cathodic protection level, and to ensure that any coating remains defect
free. These approaches are not mutually exclusive.
The evaluation of AC corrosion likelihood should be performed by the evaluation of some or all of the
following parameters:
— AC voltage on the structure;
— on-potential;
— IR-free potential;
— AC current density;
— DC current density;
— AC/DC current density ratio;
— soil resistivity;
— corrosion rate.
6 © ISO 2019 – All rights reserved
Annexes B, C and E provide further information.
6.1.2 AC voltage on the structure
The acceptable AC voltage thresholds (see Clause 7 and Annex E) depend on the chosen strategy to
prevent AC corrosion. Hence, a given interference situation on the pipeline can influence the decision
regarding the applicable strategy.
6.2 AC and DC current density
6.2.1 General
The AC and DC current density on a coating defect controls both the cathodic protection level and
AC corrosion process. Therefore, it is a more reliable parameter for the evaluation of the AC corrosion
likelihood than the on-potential or the AC voltage. However, in contrast to the voltages present on
the pipeline, the current density cannot be readily determined. In principle, the current density can
be calculated from the spread resistance and the geometry of the coating defect and the AC voltage.
This calculation is generally not possible since the geometry of the coating fault and its surface area
are generally not known. Moreover, the application of cathodic protection can significantly change the
spread resistance and therefore, the current density at a given voltage.
The current density can only be estimated by means of coupons or probes. When evaluating the
AC corrosion likelihood by means of a coupon or probe, it is important to consider the limitations of
this technique. The calculation of the current density based upon the metallic coupon or probe surface
area and on the current measured on a coupon or probe, the current is averaged over the entire coupon
or probe surface. However, the current distribution on the coupon or probe can vary depending on its
geometry. Typically, current densities at the edges of the coupon or probe are larger than the current
averaged over the entire surface. Moreover, the often-observed formation of chalk layers can decrease
the effective coupon or probe surface area. Again, this effect results in an under estimation of the
current density.
6.2.2 AC current density
The AC current density results in anodic and cathodic charge transfer. A detailed explanation of the
charge transfer process is given in Annex A. This current can be consumed in charging of the double
layer capacitance at the steel surface, in the oxidation of hydrogen (resulting in a decreasing pH), in the
oxidation of corrosion products, and in the oxidation of the metal. The oxidation of the metal results in
corrosion. Generally, an increasing AC current density results in a larger amount of metal oxidation and
higher corrosion rates. However, the anodic current is not the only current that can affect the corrosion
process. Cathodic current can reduce oxide layers formed and increase the pH on the metal surface.
High AC current densities do not necessarily cause AC corrosion if the charge passed through the metal
surface can be consumed in reactions other than metal oxidation and oxide film reduction. This is
the case in the presence of low cathodic DC current densities. As a consequence, the judgment of the
AC corrosion likelihood based on the AC current density requires the additional consideration of the
cathodic DC current density.
Nevertheless, there is an empirically determined lower limit for the AC current density below which the
probability for AC corrosion is extremely low (see Clause 7).
6.2.3 High cathodic DC current density
A high DC current density results in more negative cathodic protection levels and the formation of a
high pH at the pipeline surface. However, the formation of a high pH-value, the decrease of the spread
resistance, and the increased reduction of surface oxide films can result in an acceleration of the
corrosion rate under simultaneous AC interference. Nevertheless, a sufficiently high DC current density
can prevent any anodic metal oxidation and therefore, the occurrence of AC corrosion.
Annexes A and E give detailed explanations about this process.
6.2.4 Low cathodic DC current density
A low DC current density results in a limited increase of the pH value at the metal surface, does not
significantly change the spread resistance, and has less reductive effect on metal oxides on the pipeline
surface. Therefore, the AC corrosion likelihood significantly decreases with decreasing DC current
densities. However, low DC current densities can result in an insufficient level of cathodic polarization
of the metal surface, as stated in ISO 15589-1.
Annexes A and E give detailed explanations about this process.
6.2.5 Current ratio “I /I ”
a.c. d.c.
High DC current densities, depending on the AC current density, can result in both high and low
AC corrosion rates. Hence, the ratio of the two current densities may be used to assess the corrosion
likelihood. As long as the ratio is below a certain threshold (see Annex E), no AC corrosion can occur
since metal oxidation in the anodic half wave is prevented. The key advantage of using the ratio as an
indicator of corrosion likelihood is that the uncertainties regarding the condition of the metal surface
(e.g. formation of a chalk layer) are eliminated since the precise metal surface area is not required for
the calculation.
6.2.6 Soil resistivity
The AC corrosion process is controlled by the current density on a steel coating defect, which depends
on the voltage at the location and the spread resistance. The spread resistance is influenced by the soil
resistivity. The following soil resistivity parameters have been determined by experience in terms of
AC corrosion risk:
— below 25 Ω.m: very high risk;
— between 25 Ω.m and 100 Ω.m: high risk;
— between 100 Ω.m and 300 Ω.m: medium risk;
— above 300 Ω.m: low risk.
For further guidance on the effect of soil composition on AC corrosion risk, Annex D gives more detailed
information.
6.3 Corrosion rate
A direct way of evaluating the AC corrosion likelihood is by determining the corrosion rate on a
probe (see 8.4.3). This allows complex interference situations to be assessed on the basis of the actual
measured corrosion rate. The principles of the electrical resistance (ER) probe concept are described in
Annex B.
6.4 Pipeline coatings
AC corrosion can only take place on metal surfaces that are in contact with the surrounding soil. The
AC current passing through the metal/soil interface results in oxidation of the metal. By providing a
holiday-free coating, the risk of AC corrosion is greatly reduced.
NOTE This method is limited by the fact that it is very difficult in practice to ensure that there are no coating
defects on a pipeline.
8 © ISO 2019 – All rights reserved
6.5 Evaluation of the metal loss
Metal loss measurement tools, such as internal inspection, can be used to verify the effectiveness of the
applied mitigation measures on new pipelines and to identify if any external metal loss has occurred on
existing pipelines without mitigation.
NOTE The resolution in terms of width and depth of the in-line inspection (ILI) tool is a crucial parameter to
be considered to detect metal loss (such as AC corrosion).
7 Acceptable interference levels
The design, installation, and maintenance of the cathodic protection system shall ensure that the levels
of AC voltage do not cause AC corrosion. Since the conditions vary for each situation, a single threshold
value cannot be applied.
This is achieved by reducing the AC voltage on the pipeline and current densities as specified below.
— As a first step, the AC voltage on the pipeline should be decreased to a target value, which should
be 15 V rms or less. This value is measured as an average over a representative period of time
(e.g. 24 h).
— As a second step, effective AC corrosion mitigation can be achieved by meeting the cathodic
protection potentials defined in ISO 15589-1:2015, Table 1, and:
— maintaining the AC average current density (rms) over a representative period of time (e.g. 24 h)
2 2
to be lower than 30 A/m on a 1 cm coupon or probe; or
— maintaining the average cathodic current density over a representative period of time (e.g. 24 h)
2 2
lower than 1 A/m on a 1 cm coupon or probe if AC average current density (rms) is more than
30 A/m ; or
— maintaining the ratio between AC current density (J ) and DC current density (J ) less than
a.c. d.c.
5 over a representative period of time (e.g. 24 h).
NOTE Current density ratios between 3 and 5 indicate a small risk of AC corrosion. However, in order to
reduce the corrosion risk to a minimum value, smaller ratios of current density than 3 would be preferable (see
Annex E).
Further information is provided in Annex E.
Effective AC corrosion mitigation can be also demonstrated by measurement of the corrosion rate.
8 Measurement techniques
8.1 Measurements
8.1.1 General
This clause covers techniques related to the measurements of the parameters identified in Clause 5.
NOTE It is important that personnel are aware of the safety issues relating to measurements on pipelines
subjected to interference by AC systems (steady-state and fault condition).
Only instruments and cables with a sufficient isolation level as specified in IEC 61010-1 shall be used.
8.1.2 Selection of test sites
AC voltage should be measured at test posts during a general assessment and detailed and
comprehensive assessment of the effectiveness of the cathodic protection (see ISO 15589-1). Additional
measurements shall be carried out during a representative period of time (see Clause 7) at sites where
the pipeline operator (or the responsible body acting in his/her place or on his/her behalf) suspects
that there might be a risk of AC corrosion. Such areas should include the following:
— areas where the soil resistivity is low (e.g. lower than 25 Ω.m);
— areas where casings are filled with substances with low resistivity properties (e.g. bentonite);
— areas with highest AC interference levels;
— areas where AC corrosion has previously taken place;
— areas where local DC polarization conditions can favour AC corrosion, such as areas with cathodic DC
stray current interference or areas where high levels of cathodic protection are present (see 6.2.3);
— areas where internal inspection tools have detected external metal loss.
At a later stage, the test sites can be restricted to particular positions where the initial analysis has
indicated a sustained likelihood of AC corrosion.
8.1.3 Selection of measurement parameter
The measurements to be carried out should take into account the parameters described in Clause 6 and
be in accordance with Clause 7.
8.1.4 Sampling rate for the recording of interference levels
The measurement sampling rate shall be consistent with the type of interference. High voltage power
system interference can typically require a sampling rate in the order of minutes, whereas AC or DC
railway interference can require a sampling rate in the order of seconds.
8.1.5 Accuracy of measuring equipment
The instruments used for measuring any voltages (AC or DC) shall be suitable.
NOTE Conditions are set out in EN 13509.
The accuracy of the measuring equipment is only one amongst several factors contributing to the
uncertainty of the measurement.
8.1.6 Installation of coupons or probes to calculate current densities
In order to calculate current densities (see Clause 7), the use of coupons or probes is necessary (see 8.4).
8.2 DC potential measurements
DC potential measurements and associated instrumentation are given, for example, in EN 13509.
Guidance on the accuracy of potential measuring equipment is given in Annex H.
When measuring DC potentials in conjunction with AC interfered pipelines, the following factors can
cause uncertainty in the measurement.
a) The E potential measurements on a pipeline are generally dependent on the filter characteristics
off
of the voltmeter and the time after disconnection of the current source before the reading is taken.
b) DC decoupling devices such as capacitors and diodes can influence DC potentials and DC potential
measurements. The reliability of measurements of E potentials on the structure itself by
off
interruption techniques can be affected by the time constants and discharge characteristics
introduced by such devices.
c) IR-free potential measurements are affected by the induced AC voltage.
10 © ISO 2019 – All rights reserved
d) In general (regardless of the measurement technique), the IR-free potential is shifted to a more
positive value and the DC current density is increased by the superimposed AC voltage. This
reflects the effect of the AC voltage on the DC polarization.
The above effects are generally more significant factors than the accuracy of the voltmeter itself
regarding the uncertainty of the measurement.
NOTE Additional interference sources causing IR drops, as well as possible measuring techniques, are given
in EN 13509:
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 18086
Deuxième édition
2019-12
Corrosion des métaux et alliages —
Détermination de la corrosion
occasionnée par les courants
alternatifs — Critères de protection
Corrosion of metals and alloys — Determination of AC corrosion —
Protection criteria
Numéro de référence
©
ISO 2019
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y compris la photocopie, ou la diffusion sur l’internet ou sur un intranet, sans autorisation écrite préalable. Une autorisation peut
être demandée à l’ISO à l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
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Case postale 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Genève
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Fax: +41 22 749 09 47
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Publié en Suisse
ii © ISO 2019 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 1
4 Compétences du personnel en matière de protection cathodique .5
5 Évaluation de l’influence due aux courants alternatifs . 5
5.1 Généralités . 5
5.2 Évaluation du niveau d’influence . 6
6 Évaluation du risque de corrosion due aux courants alternatifs . 6
6.1 Condition préalable . 6
6.1.1 Généralités . 6
6.1.2 Tension de courant alternatif sur la structure . 7
6.2 Densité de courants alternatif et continu . 7
6.2.1 Généralités . 7
6.2.2 Densité de courant alternatif. 8
6.2.3 Densité de courant continu cathodique élevée. 8
6.2.4 Densité de courant continu cathodique faible. 8
6.2.5 Rapport des courants «I /I » . 8
c.a. c.c.
6.2.6 Résistivité du sol . 8
6.3 Vitesse de corrosion . 9
6.4 Revêtements des canalisations . 9
6.5 Évaluation de la perte de métal . 9
7 Niveaux d’influence acceptables . 9
8 Techniques de mesurage .10
8.1 Mesurages .10
8.1.1 Généralités .10
8.1.2 Sélection des points de mesure .10
8.1.3 Sélection du paramètre de mesurage .11
8.1.4 Fréquence d’échantillonnage pour l’enregistrement des niveaux d’influence.11
8.1.5 Exactitude de l’équipement de mesurage .11
8.1.6 Installation de témoins ou de sondes pour calculer les densités de courant .11
8.2 Mesurages du potentiel de courant continu .11
8.3 Mesurages de la tension de courant alternatif .12
8.4 Mesurages sur les témoins et les sondes .12
8.4.1 Installation des témoins ou des sondes .12
8.4.2 Mesurages des courants .13
8.4.3 Mesurages de la vitesse de corrosion .13
8.5 Techniques relatives à la perte de métal des canalisations .14
9 Mesures d’atténuation .14
9.1 Généralités .14
9.2 Mesures de construction .14
9.2.1 Modification du matériau d’enfouissement.14
9.2.2 Installation de joints d’isolation .14
9.2.3 Installation de câbles d’atténuation .15
9.2.4 Optimisation de la trajectoire de la canalisation et/ou de la ligne électrique .15
9.2.5 Construction d’une ligne électrique ou d’une canalisation .15
9.3 Mesures de fonctionnement .15
9.3.1 Mise à la terre .15
9.3.2 Réglage du niveau de protection cathodique .17
9.3.3 Réparation des défauts de revêtement .17
10 Mise en service .17
10.1 Mise en service .17
10.2 Vérification préalable .17
10.2.1 Généralités .17
10.2.2 Mise en service de la tension de courant alternatif et du courant alternatif
sur témoins .18
10.2.3 Vérification de l’efficacité .19
10.2.4 Documents concernant l’installation et la mise en service .19
11 Surveillance et maintenance .19
Annexe A (informative) Description simplifiée du phénomène de corrosion due aux
courants alternatifs .21
Annexe B (informative) Témoins et sondes .23
Annexe C (informative) Oxydation coulométrique .28
Annexe D (informative) Influence des caractéristiques du sol sur le processus de corrosion
due aux courants alternatifs .29
Annexe E (informative) Autres critères utilisés en présence d’une influence due aux
courants alternatifs .30
Annexe F (informative) Paramètres à prendre en compte pour choisir un dispositif de
découplage du courant continu.34
Annexe G (informative) Méthode de détermination de l’emplacement d’une électrode de
référence par rapport à la terre lointaine .36
Annexe H (informative) Mesurage simultané sur un témoin des densités de courant à une
fréquence élevée .38
Bibliographie .40
iv © ISO 2019 – Tous droits réservés
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d’organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l’ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l’ISO participent également aux travaux.
L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier, de prendre note des différents
critères d’approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www
.iso .org/ directives).
L’attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l’objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l’élaboration du document sont indiqués dans l’Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l’ISO (voir www .iso .org/ brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l’ISO liés à l’évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l’adhésion
de l’ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir www .iso .org/ avant -propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 156, Corrosion des métaux et alliages.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 18086:2015), dont elle constitue
une révision mineure. Cette édition inclut les modifications suivantes par rapport à l’édition précédente:
— les références citées à titre informatif (EN 13509 et EN 15257) dans l’Article 2 ont été déplacées
dans la Bibliographie;
— dans l’Article 7, les deux occurrences de l’expression «densité de courant alternatif» ont été modifiées
en «densité moyenne de courant alternatif».
Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent
document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l’adresse www .iso .org/ fr/ members .html.
Introduction
Le présent document contient des critères et des valeurs seuils tous basés sur l’expérience acquise à
partir des données les plus récentes. La démarche de prévention de la corrosion occasionnée par les
courants alternatifs varie considérablement selon les pays, essentiellement en fonction du contexte
dans lequel se produisent les influences dues au courant continu. Ces différentes démarches sont prises
en considération de deux façons:
— soit en présence de potentiels à courant établi «bas», permettant un certain niveau de tension du
courant alternatif (jusqu’à 15 V);
— soit en présence de potentiels à courant établi «élevés» (avec une influence de courants vagabonds
continus sur la canalisation, par exemple) nécessitant la réduction de la tension de courant alternatif
aux niveaux les plus bas possible.
Le présent document fournit également un certain nombre de paramètres à prendre en considération
lors de l’évaluation du risque de corrosion due aux courants alternatifs, ainsi que des informations
détaillées sur les techniques de mesure, les méthodes d’atténuation et les mesures à réaliser lors de la
mise en service de tout système d’atténuation de la corrosion due aux courants alternatifs. L’Annexe E
propose d’autres critères et valeurs seuils qui nécessitent une validation supplémentaire à partir
d’expériences pratiques.
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NORME INTERNATIONALE ISO 18086:2019(F)
Corrosion des métaux et alliages — Détermination de
la corrosion occasionnée par les courants alternatifs —
Critères de protection
1 Domaine d’application
Le présent document spécifie des critères de protection pour la détermination du risque de corrosion
due aux courants alternatifs pour les canalisations protégées cathodiquement.
Il s’applique aux canalisations enterrées qui sont protégées cathodiquement et influencées par des
systèmes de traction à courant alternatif et/ou des lignes électriques haute tension en courant alternatif.
En présence d’une influence due aux courants alternatifs, les critères de protection spécifiés dans
l’ISO 15589-1 sont insuffisants pour démontrer que l’acier est protégé contre la corrosion.
Le présent document spécifie les limites, les modes opératoires de mesurage, les mesures d’atténuation
et les informations relatives à l’influence en régime de fonctionnement permanent des courants
alternatifs pour les tensions de courant alternatif à des fréquences comprises entre 16,7 Hz et 60 Hz, et
à l’évaluation du risque de corrosion due aux courants alternatifs.
Le présent document traite de la possible corrosion des canalisations métalliques due à l’influence
des courants alternatifs provoquée par le couplage conductif, inductif ou capacitif avec des systèmes
électriques à courant alternatif, ainsi que des limites maximales admissibles des effets de cette
influence. Il prend en compte le fait qu’il s’agit d’un effet à long terme qui se produit uniquement lors de
conditions normales d’exploitation du système électrique à courant alternatif.
Le présent document ne traite pas des problèmes de sécurité liés aux tensions de courant alternatif sur
les canalisations. Ceux-ci sont traités dans les normes et réglementations nationales (voir par exemple
l’EN 50443).
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu’ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule l’édition citée s’applique.
Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s’applique (y compris les
éventuels amendements).
ISO 8044, Corrosion des métaux et alliages — Termes principaux et définitions
ISO 15589-1, Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Protection cathodique des
systèmes de transport par conduites — Partie 1: Conduites terrestres
IEC 61010-1, Règles de sécurité pour appareils électriques de mesurage, de régulation et de laboratoire —
Partie 1: Exigences générales
EN 50443, Effets des perturbations électromagnétiques sur les canalisations causées par les systèmes
de traction électrique ferroviaire en courant alternatif et/ou par les réseaux électriques H.T. en courant
alternatif
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et les définitions de l’ISO 8044, ainsi que les suivants,
s’appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http:// www .electropedia .org/
3.1
système de traction électrique à courant alternatif
réseau de distribution électrique ferroviaire à courant alternatif utilisé pour fournir de l’énergie à un
matériel roulant
Note 1 à l'article: Le système peut comprendre:
— des systèmes de ligne de contact;
— le circuit de retour des réseaux de chemins de fer électriques;
— les rails de roulement des réseaux de chemin de fer non électriques, qui se trouvent à proximité des rails de
roulement d’un réseau de chemin de fer électrique et qui leur sont conductivement reliés.
3.2
système d’alimentation électrique à courant alternatif
système électrique à courant alternatif dédié à la transmission d’énergie électrique et incluant les lignes
aériennes, les câbles, les sous-stations ainsi que tous les appareils qui leur sont associés
3.3
système électrique à courant alternatif
système de traction électrique à courant alternatif (3.1) ou système d’alimentation électrique à courant
alternatif (3.2)
Note 1 à l'article: Lorsqu’il est nécessaire d’établir une différenciation, chaque système produisant des interférences
(3.6) est clairement indiqué avec son terme adéquat.
3.4
électrode de référence au cuivre/sulfate de cuivre
CSE
électrode de référence constituée de cuivre dans une solution saturée de sulfate de cuivre
3.5
tension de courant alternatif
tension mesurée à la terre (3.9) entre une structure métallique et une électrode de référence
3.6
système produisant des interférences
expression générale englobant un système de traction électrique à courant alternatif (3.1) à haute tension
produisant une interférence et/ou un système d’alimentation électrique en courant alternatif (3.2) à
haute tension produisant une interférence
3.7
système subissant des influences
système sur lequel apparaissent les effets des interférences (3.15)
Note 1 à l'article: Dans le présent document, il s’agit du système de canalisations (3.8).
3.8
système de canalisations
système de réseau de tubes avec tous les appareils et toutes les stations associés
Note 1 à l'article: Dans le présent document, l’expression «système de canalisations» fait seulement référence à
un système de canalisations métalliques.
Note 2 à l'article: L’appareil associé est celui qui est connecté électriquement à la canalisation.
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3.9
terre
masse conductrice de la terre dont le potentiel électrique en un point quelconque est pris par convention
comme étant égal à zéro
[SOURCE: IEC 60050-826]
3.10
condition d’exploitation
fonctionnement sans incident d’un système
Note 1 à l'article: Les transitions ne sont pas à considérer comme une condition d’exploitation.
3.11
condition de défaut
condition non intentionnelle provoquée par un court-circuit à la terre (3.9), la durée du défaut étant le
temps normal de dépannage des dispositifs de protection et commutateurs
Note 1 à l'article: Un court-circuit est une connexion involontaire d’un conducteur sous tension à la terre ou à une
partie métallique en contact avec celle-ci.
3.12
couplage conductif
couplage qui a lieu lorsqu’une partie du courant qui appartient au système produisant les interférences
(3.6) retourne à la terre (3.9) du système par l’intermédiaire du système subissant des influences (3.7), ou
lorsque la tension à la terre de référence de la masse au voisinage de l’objet subissant l’influence s’élève
en raison d’un défaut dans le système produisant des interférences, les résultats de ce couplage étant
des tensions et des courants conducteurs
3.13
couplage inductif
phénomène par lequel le champ magnétique produit par un circuit énergisé influence un autre circuit
Note 1 à l'article: Le couplage est quantifié par l’impédance mutuelle des deux circuits. Les résultats de ce
couplage sont des tensions induites et donc des courants induits qui sont fonction, par exemple, des distances, de
la longueur, du courant inducteur, de la disposition des circuits et de la fréquence.
3.14
couplage capacitif
phénomène par lequel le champ électrique produit par un conducteur sous tension influence un autre
conducteur
Note 1 à l'article: Le couplage est quantifié par la capacité entre les conducteurs, et la capacité entre chaque
conducteur et la terre (3.9). Les résultats de ce couplage sont des tensions d’interférence (3.15) dans des parties
conductrices ou des conducteurs isolés de la terre. Ces tensions sont fonction, par exemple, de la tension du
système produisant des interférences, des distances et de la disposition des circuits.
3.15
interférence
phénomène résultant d’un couplage conductif, inductif ou capacitif (3.12, 3.13, 3.14) entre des systèmes,
qui peut provoquer un dysfonctionnement, des tensions dangereuses, des dommages (3.17), etc
3.16
perturbation
dysfonctionnement d’un appareil perdant sa capacité de bon fonctionnement pendant toute la durée
des interférences (3.15)
Note 1 à l'article: Lorsque l’interférence disparaît, le système subissant des interférences (3.7) recommence à
fonctionner correctement sans intervention externe.
3.17
dommage
abaissement permanent de la qualité du service pouvant être subi par le système subissant des
influences (3.7)
Note 1 à l'article: Une diminution de la qualité du service peut aussi correspondre à un arrêt complet du service.
EXEMPLE Perforation du revêtement, piqûres du tube, perforation du tube, dysfonctionnement permanent
du matériel relié aux tubes.
3.18
danger
état du système subissant des influences qui représente une menace mortelle pour l’homme
3.19
situation d’interférence
distance maximale entre le système de canalisations (3.8) et le système électrique à courant alternatif
pour lesquels une interférence (3.15) est à considérer
3.20
tension perturbatrice
tension provoquée sur le système subissant des influences (3.7) par le couplage conductif, inductif ou
capacitif (3.12, 3.13, 3.14) avec le système produisant des interférences (3.6) qui se trouve à proximité,
entre un point donné et la terre (3.9) ou à travers un joint d’isolation
3.21
chute de tension ohmique
tension créée par un courant quelconque, qui apparaît dans un électrolyte tel que le sol, entre l’électrode
de référence et le métal de la structure, conformément à la loi d’Ohm (U = I × R)
3.22
potentiel sans chute de tension ohmique
E
IR-free
potentiel d’électrode de la canalisation mesuré sans l’erreur de tension occasionnée par la chute de
tension ohmique (3.21), due au courant de protection ou à tout autre courant
3.23
potentiel à courant coupé
E
off
potentiel d’électrode de la canalisation mesuré après l’interruption de toutes les sources du courant
de protection cathodique appliqué à la canalisation dans le but d’approcher le potentiel sans chute de
tension ohmique (3.22)
Note 1 à l'article: Le délai avant mesurage varie selon les circonstances.
3.24
potentiel à courant établi
E
on
potentiel d’électrode de la canalisation mesuré lorsque le système de protection cathodique fonctionne
en continu
3.25
résistance de dispersion
résistance ohmique traversant un défaut du revêtement en direction de la terre (3.9) ou résistance de la
surface métallique exposée d’un témoin (3.26) en direction de la terre
Note 1 à l'article: Il s’agit de la résistance qui contrôle le courant alternatif ou continu traversant un défaut du
revêtement ou une surface métallique exposée d’un témoin pour une tension alternative ou continue donnée.
4 © ISO 2019 – Tous droits réservés
3.26
témoin
échantillon de métal de dimensions définies constitué d’un métal équivalent au métal de la canalisation
3.27
sonde
dispositif intégrant un témoin (3.26) et qui permet de mesurer des paramètres afin d’évaluer l’efficacité
d’une protection cathodique et/ou le risque de corrosion
4 Compétences du personnel en matière de protection cathodique
Le personnel chargé de la conception, de la supervision de l’installation, de la mise en service, de la
supervision des opérations, des mesurages, de la surveillance et de la supervision de la maintenance
des systèmes de protection cathodique doit avoir le niveau approprié de compétence pour les tâches
exécutées.
L’EN 15257 et le programme de formation et de certification en protection cathodique de l’association
nationale des ingénieurs en corrosion (NACE, National Association of Corrosion Engineers) constituent
des méthodes appropriées d’évaluation et de certification des compétences du personnel en matière de
protection cathodique.
Il convient que le personnel dispose du niveau approprié de compétence en protection cathodique pour
la réalisation des tâches, par une certification conforme aux modes opératoires de préqualification
définis dans l’EN 15257 ou le programme NACE de formation et de certification en protection
cathodique, ou bien par tout autre principe équivalent.
5 Évaluation de l’influence due aux courants alternatifs
5.1 Généralités
Le présent document s’applique à toutes les canalisations métalliques, à tous les systèmes de traction
à haute tension à courant alternatif, à tous les systèmes d’alimentation électrique à haute tension à
courant alternatif et à toutes les modifications majeures susceptibles de faire évoluer de manière
significative les effets d’influence due aux courants alternatifs.
Les effets pris en compte sont les suivants:
— les dangers encourus par les personnes en contact direct ou en contact par l’intermédiaire de parties
conductrices avec une canalisation métallique ou un équipement connecté;
— les dommages subis par une canalisation ou ses équipements connectés;
— les perturbations subies par les équipements électriques/électroniques connectés à une canalisation.
Les systèmes électriques/électroniques installés sur un réseau de canalisations doivent être choisis
de sorte qu’ils ne deviennent pas dangereux ni qu’ils n’interfèrent avec les conditions normales
d’exploitation en raison des tensions et courants de courte durée qui apparaissent lors de courts-
circuits sur le système électrique à courant alternatif.
Une influence permanente par des courants alternatifs sur une canalisation métallique enterrée peut
engendrer une corrosion par suite de l’échange d’un courant alternatif entre le métal exposé de la
canalisation et l’électrolyte qui l’entoure.
Cet échange de courant dépend de la tension du courant alternatif, dont l’amplitude dépend de divers
paramètres comme:
— la configuration des conducteurs de phase de la ligne électrique en courant alternatif;
— la présence et la configuration d’un câble de garde;
— la distance entre la ligne électrique ou le système de traction à courant alternatif et la canalisation;
— le courant circulant dans les conducteurs de phase de la ligne électrique ou du système de traction
à courant alternatif;
— la résistance moyenne du revêtement des canalisations;
— l’épaisseur du revêtement;
— la résistivité du sol;
— la présence de systèmes de mise à la terre;
— la tension du système ferroviaire à courant alternatif ou des lignes électriques à courant alternatif.
5.2 Évaluation du niveau d’influence
Des calculs peuvent être effectués (par exemple, conformément à l’EN 50443) par modélisation
mathématique afin de déterminer les exigences de mise à la terre nécessaires au maintien de tensions
de contact acceptables en matière de sécurité. Leurs résultats peuvent également être utilisés pour
déterminer les tensions nécessaires à la diminution du risque de corrosion due aux courants alternatifs.
Lors de la phase de conception de nouveaux systèmes exerçant une influence (ligne d’alimentation
électrique ou ligne de voie ferrée) ou d’un nouveau système subissant des influences (canalisations),
il convient de réaliser par calculs une estimation du niveau de la tension de courant alternatif sur la
canalisation. Les calculs peuvent être réalisés par modélisation mathématique afin de déterminer
le niveau de tension généré sur la canalisation. Dans le cas de structures existantes, il est également
possible de réaliser des mesurages sur site plutôt qu’un calcul.
Selon les résultats du calcul ou des mesures sur site, il convient de mettre en place des mesures
d’atténuation pertinentes sur les systèmes exerçant une influence et/ou le système subissant des
influences afin de limiter la tension de courant alternatif concernée et de réduire le risque de corrosion
due au courant alternatif (voir Article 7).
Des recommandations relatives au calcul de la tension de courant alternatif sur une structure causée
[8]
par un système électrique à courant alternatif ont été publiées dans la Référence. L’algorithme
détermine les conditions les plus défavorables pour les paramètres d’entrée utilisés pour le calcul.
En raison d’appels de charge irréguliers sur les systèmes électriques à courant alternatif, l’amplitude
des courants en régime de fonctionnement permanent dans les lignes électriques varie. Les fluctuations
dépendent de changements quotidiens et saisonniers. Il convient que les données d’entrée pour les
besoins du calcul s’appuient sur les conditions d’exploitation réalistes ou sur la charge électrique
maximale du système exerçant une influence.
NOTE Effectuer des calculs avec des données d’entrée s’appuyant sur les deux méthodes permet de mieux
estimer l’écart entre les deux résultats, afin de choisir la bonne méthode.
6 Évaluation du risque de corrosion due aux courants alternatifs
6.1 Condition préalable
6.1.1 Généralités
La tension de courant alternatif d’une canalisation représente la force motrice des processus de
corrosion due aux courants alternatifs qui se produisent sur la surface en acier au niveau des défauts
du revêtement. Les dommages dus à la corrosion dépendent, entre autres, de la densité de courant
alternatif, du niveau de la polarisation en courant continu, de la géométrie du défaut, de la composition
et de la résistivité du sol local (voir Annexe D).
6 © ISO 2019 – Tous droits réservés
Fondamentalement, il existe trois approches différentes pour prévenir la corrosion due aux courants
alternatifs: limiter le courant alternatif traversant un défaut, contrôler le niveau de protection
cathodique et s’assurer que le revêtement demeure exempt de tout défaut. Ces approches ne s’excluent
pas nécessairement les unes les autres.
Il convient que l’évaluation du risque de corrosion due aux courants alternatifs soit effectuée en
évaluant tout ou partie des paramètres suivants:
— la tension de courant alternatif sur la structure;
— le potentiel à courant établi;
— le potentiel sans chute de tension ohmique;
— la densité de courant alternatif;
— la densité de courant continu;
— le rapport de la densité de courant alternatif sur la densité de courant continu;
— la résistivité du sol;
— la vitesse de corrosion.
Les Annexes B, C et E fournissent de plus amples informations.
6.1.2 Tension de courant alternatif sur la structure
Les seuils de tension de courant alternatif acceptables (voir Article 7 et Annexe E) dépendent de la
stratégie choisie pour prévenir la corrosion due aux courants alternatifs. Ainsi, une situation d’influence
donnée sur une canalisation peut influer sur la décision concernant la stratégie applicable.
6.2 Densité de courants alternatif et continu
6.2.1 Généralités
La densité de courants alternatif et continu sur un défaut du revêtement permet de contrôler à la fois
le niveau de protection cathodique et le processus de corrosion due aux courants alternatifs. Il s’agit
par conséquent d’un paramètre plus fiable pour l’évaluation du risque de corrosion due aux courants
alternatifs que le potentiel à courant établi ou la tension de courant alternatif. Toutefois, contrairement
aux tensions présentes sur la canalisation, la densité de courant n’est pas facile à déterminer. En principe,
la densité de courant peut être calculée à partir de la résistance de dispersion et de la géométrie du
défaut du revêtement, ainsi que de la tension de courant alternatif. Ce calcul n’est en général pas possible,
car la géométrie du défaut du revêtement ainsi que sa surface ne sont généralement pas connues. De
plus, l’application de la protection cathodique peut modifier de manière significative la résistance de
dispersion et donc la densité de courant à une tension donnée.
La densité de courant ne peut être estimée que par l’intermédiaire de témoins ou de sondes. Lors de
l’évaluation du risque de corrosion due aux courants alternatifs au moyen d’un témoin ou d’une sonde,
il est important de tenir compte des limites de cette technique. Pour le calcul de la densité de courant
basé sur la surface du témoin ou de la sonde métallique et sur le courant mesuré sur un témoin ou une
sonde, le courant est moyenné sur toute la surface du témoin ou de la sonde. Cependant, la répartition
du courant sur le témoin ou la sonde peut varier en fonction de sa géométrie. En général, les densités
de courant en bordure du témoin ou de la sonde sont plus élevées que la moyenne du courant calculée
sur toute la surface. De plus, la formation, souvent observée, de couches de calcaire peut diminuer la
surface effective du témoin ou de la sonde. De nouveau, cet effet entraîne une sous-estimation de la
densité de courant.
6.2.2 Densité de courant alternatif
La densité de courant alternatif entraîne un transfert des charges anodiques et cathodiques. Une
explication détaillée du processus de transfert des charges est donnée dans l’Annexe A. Ce courant
peut être utilisé pour charger la capacité de double couche à la surface de l’acier, pour l’oxydation de
l’hydrogène (entraînant une diminution du pH), pour l’oxydation des produits de corrosion et pour
l’oxydation du métal. L’oxydation du métal entraîne sa corrosion. En général, une augmentation de la
densité de courant alternatif entraîne une oxydation du métal plus importante et accélère la vitesse de
corrosion. Cependant, le courant anodique n’est pas le seul à influer sur le processus de corrosion. Le
courant cathodique peut réduire les couches d’oxydes formées et augmenter le pH sur la surface du métal.
De fortes densités de courant alternatif n’entraînent pas forcément de corrosion due aux courants
alternatifs si la charge qui traverse la surface du métal peut être utilisée dans des réactions autres que
l’oxydation du métal et la réduction du film d’oxydes. Cela est le cas en présence de faibles densités de
courant continu cathodique. Par conséquent, l’appréciation du risque de corrosion due aux courants
alternatifs basée sur la densité de courant alternatif nécessite de prendre également en compte la
densité de courant continu cathodique.
Il existe néanmoins une limite inférieure déterminée de manière empirique pour la densité de courant
alternatif en dessous de laquelle le risque de corrosion due aux courants alternatifs est extrêmement
faible (voir Article 7).
6.2.3 Densité de courant continu cathodique élevée
Une densité de courant continu élevée entraîne des niveaux de protection cathodique plus négatifs et
la formation d’un pH élevé à la surface de la canalisation. Cependant, l’apparition d’une valeur de pH
élevée, la diminution de la résistance de dispersion et une réduction plus importante des films d’oxydes
de surface peuvent entraîner une accélération de la vitesse de corrosion sous l’influence simultanée de
courants alternatifs. Une densité de courant continu suffisamment élevée peut néanmoins empêcher
toute oxydation anodique du métal et donc, l’apparition d’une corrosion due aux courants alternatifs.
Les Annexes A et E donnent des explications détaillées à propos de ce processus.
6.2.4 Densité de courant continu cathodique faible
Une faible densité de courant continu entraîne une augmentation limitée de la valeur du pH sur la
surface du métal, ne modifie pas la résistance de dispersion de manière significative et a un effet moins
réducteur sur les oxydes de métal sur la surface de la canalisation. Par conséquent, plus les densités de
courant continu sont faibles, plus le risque de corrosion due aux courants alternatifs diminue de manière
significative. Cependant, de faibles densités de courant continu peuvent entraîner un niveau insuffisant
de polarisation cathodique de la surface métallique, comme cela est stipulé dans l’ISO 15589-1.
Les Annexes A et E donnent des explications détaillées à propos de ce processus.
6.2.5 Rapport des courants «I /I »
c.a. c.c.
Des densités de courant continu élevées, qui dépendent de la densité de courant alternatif, peuvent
entraîner des vitesses de corrosion due aux courants alternatifs aussi bien élevées que faibles. Ainsi,
le rapport de deux densités de courant peut être utilisé pour évaluer le risque de corrosion. Tant que le
rapport est inférieur à un certain seuil (voir Annexe E), aucune corrosion due aux courants alternatifs
ne peut se produire puisque l’oxydation du métal lors de l’alternance anodique est empêchée. Le
principal avantage de l’utilisation du rapport comme indicateur de risque de corrosion est l’élimination
des incertitudes relatives à l’état de la surface métallique (par exemple, la formation d’une couche de
calcaire), puisque la surface exacte du métal n’est pas nécessaire pour le calcul.
6.2.6 Résistivité du sol
Le processus de corrosion due aux courants alternatifs est contrôlé par la densité de courant sur un
défaut de revêtement de l’acier, qui dépend de la tension en ce point et de la résistance de dispersion.
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La résistance de dispersion est influencée par la résistivité du sol. Les paramètres de résistivité du
sol suivants ont été déterminés par l’expérience en matière de risque de corrosion due aux courants
alternatifs:
— au-dessous de 25 Ω.m: risque très élevé;
— entre 25 Ω.m et 100 Ω.m: risque élevé;
— entre 100 Ω.m et 300 Ω.m: risque moyen;
— au-dessus de 300 Ω.m: risque faible.
Pour davantage de recommandations relatives aux effets de la composition du sol sur le risque de
corrosion due aux courants alternatifs, voir l’Annexe D.
6.3 Vitesse de corrosion
Une méthode d’évaluation directe du risque de corrosion due aux courants alternatifs consiste
à déterminer la vitesse de corrosion sur une sonde (voir 8.4.3). Cela permet d’évaluer les situations
d’influence complexes à partir de la vitesse de corrosion réelle mesurée. Les p
...
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