ISO 21857:2021
(Main)Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Prevention of corrosion on pipeline systems influenced by stray currents
Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Prevention of corrosion on pipeline systems influenced by stray currents
This document establishes the general principles for the evaluation and minimization of the effects of stray current corrosion on external surfaces of buried or immersed pipeline systems caused by AC and DC electrical interference. Other stray current effects such as overheating, and interference with welding operations are not covered in this document. A brief description of AC effects, general principles and some guidelines, are provided. NOTE 1 See ISO 18086 for the effects of alternating current on buried or immersed pipelines. Systems that can also be affected by stray currents include buried or immersed metal structures such as the following: a) pipeline systems; b) metal sheathed cables; c) tanks and vessels; d) earthing systems; e) steel reinforcement in concrete; f) sheet steel piling. This document gives guidelines for — the design of cathodic protection systems that might produce stray currents, — the design of pipeline systems, or elements of pipeline systems, which are buried or immersed, and which can be subject to stray current corrosion, and — the selection of appropriate protection or mitigation measures. Internal corrosion risks from stray currents are not dealt with in detail in this document but principles and measures described here can be applicable for minimizing the interference effects. NOTE 2 The impact of electromagnetic interference on above-ground appurtenances of pipeline systems is covered in EN 50443, IEC 61140, IEC 60364-4-41, IEC 60479-1, IEC 60364-5-52, IEC/TS 61201 and IEC/TR 60479-5. This document can also be used for pipeline systems outside of the petrochemical and natural gas industries and other buried or immersed structures. NOTE 3 EN 50162 provides guidance for railway related structures.
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Prévention de la corrosion sur les systèmes de conduites soumis à l'influence de courants vagabonds
Le présent document établit les principes généraux pour l'évaluation et la réduction au minimum des effets de la corrosion due à des courants vagabonds causés par les interférences électriques en courant continu et alternatif sur les surfaces extérieures des systèmes de conduites enterrées ou immergées. Les autres effets des courants vagabonds, tels que la surchauffe et l'interférence avec les opérations de soudage, ne sont pas couverts par le présent document. Le présent document fournit une brève description des effets des courants alternatifs, des principes généraux et des lignes directrices. NOTE 1 Voir l'ISO 18086 concernant les effets des courants alternatifs sur les conduites enterrées ou immergées. Les systèmes susceptibles également d'être affectés par des courants vagabonds comprennent les structures métalliques enterrées ou immergées telles que : a) systèmes de conduites ; b) câbles blindés ; c) réservoirs et cuves ; d) systèmes de mise à la terre ; e) armement dans du béton ; f) palplanches en acier. Le présent document fournit des lignes directrices concernant : — la conception des systèmes de protection cathodique susceptibles de produire des courants vagabonds ; — la conception des systèmes de conduites, ou éléments des systèmes de conduites, enterrés ou immergés, et susceptibles d'être soumis à la corrosion par courant vagabond ; et — le choix de mesures de protection ou d'atténuation appropriées. Le présent document ne traite pas en détail des risques de corrosion interne due à des courants vagabonds, mais les mesures et principes qui y sont donnés sont applicables pour réduire au minimum les effets des interférences. NOTE 2 L'impact des interférences électromagnétiques sur les parties annexes situées au-dessus du sol des systèmes de conduites est traité dans l'EN 50443, l'IEC 61140, l'IEC 60364-4-41, l'IEC 60479-1, l'IEC 60364-5-52, l'IEC/TS 61201 et l'IEC/TR 60479-5. Le présent document peut également être utilisé pour des systèmes de conduites en dehors du champ des industries de la pétrochimie et du gaz naturel, ainsi que pour d'autres structures enterrées ou immergées. NOTE 3 L'EN 50162 fournit des recommandations pour les structures ferroviaires.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 21857
First edition
2021-03
Petroleum, petrochemical and
natural gas industries — Prevention
of corrosion on pipeline systems
influenced by stray currents
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel —
Prévention de la corrosion sur les systèmes de conduites soumis à
l'influence de courants vagabonds
Reference number
©
ISO 2021
© ISO 2021
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Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 2
4 Abbreviations and symbols . 3
4.1 Abbreviations . 3
4.2 Symbols . 4
5 Information exchange and co-operation . 5
6 Common sources of interference that can affect corrosion . 6
6.1 General . 6
6.2 Direct current . 7
6.2.1 General. 7
6.2.2 Traction systems . 7
6.2.3 Industrial systems . 7
6.3 Alternating current. 7
6.3.1 General. 7
6.3.2 Overhead and buried power lines. 8
6.4 High-voltage direct current transmission systems . 8
6.5 Natural interference . 8
6.5.1 General. 8
6.5.2 Geomagnetic (telluric) interference . 8
6.5.3 Tidal interference effects . 9
7 Identification and measurement of stray current interference .9
7.1 Principle . 9
7.2 Stray Current interference .10
7.2.1 Inductive and conductive coupling from remote sources .10
7.2.2 Conductive coupling from nearby sources .10
7.3 Measurement of electrical parameters .10
7.3.1 Data acquisition systems .10
7.3.2 Possible errors in AC measurements .11
7.3.3 Potential measurement .11
7.3.4 Current measurement on probes .11
7.3.5 IR-free potential measurement on coupons or probes .11
7.3.6 Duration of the measurement .11
7.3.7 Specific requirements for coupons or probes.12
7.4 Corrosion rate measurement .12
8 Acceptance criteria for DC interference .12
8.1 Overview of criteria .12
8.2 Corrosion rate .13
8.3 Criteria for steel and cast iron .14
8.3.1 Time constant interference .14
8.3.2 Time variant interference .15
8.4 Criteria for steel pipes in concrete based on potential measurements without
cathodic protection .16
8.4.1 Time constant anodic interference .16
8.4.2 Time variant interference .16
9 Reduction of DC stray current interference .16
9.1 General .16
9.2 Modifications to the source of interference .17
9.2.1 Principles .17
9.2.2 Direct current systems at industrial sites .17
9.2.3 Direct current systems at ports.17
9.2.4 Direct current traction systems .17
9.2.5 Cathodic protection systems .18
9.2.6 Telluric interference.19
9.2.7 Direct current communication systems .19
10 Modifications to the interfered structure .19
10.1 General .19
10.2 Design prerequisites .20
10.2.1 Coatings .20
10.2.2 Isolation from other structures .20
10.2.3 Distance to be maximized .20
10.2.4 Installation of mitigation devices .20
10.2.5 Modifying the electrical continuity of the interfered structure .21
11 Inspection and maintenance .22
Annex A (informative) Use of current probes to evaluate fluctuating stray current
interference on cathodically protected structures .23
Annex B (informative) Determining the relevant position for placing reference electrodes,
coupons and probes in case of any conductive coupling caused by stray currents .26
Annex C (informative) Operating principles of electrical resistance probes .33
Annex D (informative) Geomagnetic interference .34
Annex E (informative) High voltage direct current interference .43
Annex F (informative) Alternating Current Interference .45
Annex G (informative) Tidal Effects .50
Annex H (informative) Photovoltaic interference .51
Annex I (informative) Modelling the effects of stray current interference on cathodically
protected pipelines .54
Annex J (informative) Assessment of the corrosion risk for steel in concrete or for
cathodically protected structures under time variant interference conditions .58
Annex K (informative) Principles of anodic and cathodic interference .63
Bibliography .66
iv © ISO 2021 – 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 67, Materials, equipment and offshore
structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 2, Pipeline
transportation systems, in collaboration with the European Committee for Standardization (CEN)
Technical Committee CEN/TC 219, Cathodic protection, in accordance with the Agreement on technical
cooperation between ISO and CEN (Vienna Agreement).
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 provides guidance for the prevention of external corrosion when a pipeline is influenced
by electrical interference. Electrical interference can be from stray currents (defined in ISO 8044) and
from naturally occurring interference caused by geomagnetic or tidal activity.
International Standards on cathodic protection (e.g. ISO 15589-1 and ISO 15589-2) refer to a structure-
to- electrolyte potential value that is considered to indicate that cathodic protection is effective. When
the potential is influenced by stray currents, however, it is not always possible to obtain a meaningful
structure-to-electrolyte potential and other methods of assessment are needed. These other methods
can include mathematical analysis of the potentials and/or direct assessment of the corrosion rate
using electrical resistance probes.
An affected structure carrying stray currents, e.g. a pipeline or cable can itself affect other nearby
structures.
This document is not intended to inhibit the use of alternative equipment or engineering solutions for
individual applications. Where an alternative is offered, it is intended that any variations from this
document be identified and documented.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 21857:2021(E)
Petroleum, petrochemical and natural gas industries —
Prevention of corrosion on pipeline systems influenced by
stray currents
1 Scope
This document establishes the general principles for the evaluation and minimization of the effects of
stray current corrosion on external surfaces of buried or immersed pipeline systems caused by AC and
DC electrical interference.
Other stray current effects such as overheating, and interference with welding operations are not
covered in this document.
A brief description of AC effects, general principles and some guidelines, are provided.
NOTE 1 See ISO 18086 for the effects of alternating current on buried or immersed pipelines.
Systems that can also be affected by stray currents include buried or immersed metal structures such
as the following:
a) pipeline systems;
b) metal sheathed cables;
c) tanks and vessels;
d) earthing systems;
e) steel reinforcement in concrete;
f) sheet steel piling.
This document gives guidelines for
— the design of cathodic protection systems that might produce stray currents,
— the design of pipeline systems, or elements of pipeline systems, which are buried or immersed, and
which can be subject to stray current corrosion, and
— the selection of appropriate protection or mitigation measures.
Internal corrosion risks from stray currents are not dealt with in detail in this document but principles
and measures described here can be applicable for minimizing the interference effects.
NOTE 2 The impact of electromagnetic interference on above-ground appurtenances of pipeline systems is
covered in EN 50443, IEC 61140, IEC 60364-4-41, IEC 60479-1, IEC 60364-5-52, IEC/TS 61201 and IEC/TR 60479-5.
This document can also be used for pipeline systems outside of the petrochemical and natural gas
industries and other buried or immersed structures.
NOTE 3 EN 50162 provides guidance for railway related structures.
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.
IEC 62128-2:2013, Railway applications - Fixed installations - Electrical safety, earthing and the return
circuit - Part 2: Provisions against the effects of stray currents caused by d.c. traction systems
ISO 15589-1, Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Cathodic protection of pipeline
systems — Part 1: On-land pipelines
ISO 8044, Corrosion of metals and alloys — Vocabulary
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 15589-1, IEC 62128-2:2013,
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
coating
electrically insulating covering bonded to a metal surface for protection against corrosion by preventing
contact between the electrolyte and the metal surface
3.2
remote earth
theoretical concept that refers to a ground electrode of zero impedance placed an infinite distance
away from the ground under test
Note 1 to entry: In practice, remote earth is approached when the mutual resistance between the ground under
test and the test electrode becomes negligible. Remote earth is normally considered to be at zero potential.
[1]
[SOURCE: IEEE Std 81-2012 ]
3.3
conductive coupling
transfer of energy occurring when a part of the current belonging to the interfering system returns to
the system earth via the interfered system
Note 1 to entry: Also, 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.
3.4
drainage
electrical drainage
transfer of stray current from an affected structure to the current source by means of a deliberate bond
Note 1 to entry: For drainage devices see direct drainage bond (3.5), unidirectional drainage bond (3.7) and forced
drainage bond (3.6).
3.5
direct drainage bond
device that provides electrical drainage (3.4) by means of a bi-directional, metallic bond between an
affected structure and the stray current source
Note 1 to entry: The bond can include a series resistor to reduce the current.
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3.6
forced drainage bond
device that provides electrical drainage (3.4) by means of a bond between an affected structure and the
stray current source
Note 1 to entry: The bond includes a separate source of DC power to augment the transfer of current.
3.7
unidirectional drainage bond
device that provides electrical drainage (3.4) by means of a unidirectional bond between the affected
structure and the stray current source
Note 1 to entry: The bond includes a device such as a diode to ensure that current can only flow in one direction.
3.8
telluric interference
voltages generated by geomagnetic field variations that cause variations in the observed pipe-to-soil
potentials
3.9
electrical resistance probe
ER probe
device that measures metal loss by comparison of the calibrated resistance value of a piece of metal
with known physical characteristics
3.10
sampling rate
measuring interval set by the operator
3.11
alternating current interference
AC interference
electrical disturbance generated by AC systems that affects buried or immersed pipelines by conduction
and/or induction
Note 1 to entry: Powerlines, railway traction systems.
3.12
direct current interference
DC interference
disturbance, generated by DC systems, that affects buried or immersed metallic structures primarily
by conduction
4 Abbreviations and symbols
4.1 Abbreviations
AC Alternating current
ACVG Alternating current voltage gradient
CP Cathodic protection
DC Direct current
DCVG Direct current voltage gradient
emf Electromotive force
GIC Geomagnetically induced currents
HVAC High voltage alternating current
HVDC High Voltage Direct Current
IR Product of the current and resistance (I and R) that indicates the voltage drop error in a
potential measurement
PV Photovoltaic
r.m.s. Root mean square
4.2 Symbols
–1
a Per annum
B Magnetic field
E Structure/soil potential for non cathodically protected structures
E Anodic potential
a
E Cathodic potential
c
ΔE Potential difference due to operation / non-operation of the interfering source
ΔE Anodic potential shift (IR drop included)
a
ΔE Average anodic potential shift
a,avg
ΔE Anodic potential shift (IR drop excluded)
a,IR free
ΔE Cathodic potential shift
c
ΔE Measured interference
m
ΔE Average cathodic potential shift
c,avg
E Structure potential of a metal in a given corrosion system (ISO 8044)
cor
E Structure potential without measurement error due to current flowing in the circuit
IR-free
E ON potential
on
E Average ON potential
on,avg
E Protection potential according to ISO 15589-1
p
E On potential required to achieve effective cathodic protection
ref
F Electric field
I Coupon current
cpn
J Current density
J Anodic current density
a
J Cathodic current density
c
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J Coupon current density
cpn
J Reference value for current density (analogous to I )
ref ref
ρ Soil resistivity (Ω·m)
Q Anodic charge during the period of anodic interference
a
Q Cathodic charge during the period of cathodic interference
c
R Coupon element resistance
c
R Isolation resistance, usually of a cable insulation
iso
s Seconds
-1
S⋅km Siemens per unit length
t Time
T Interval when the structure is anodic with respect to the selected value of E or J
a ref ref
T Maximum duration of the anodic period
a,max
T Interval when the structure is cathodic with respect to the selected value of E or J
c ref ref
v Corrosion rate
cor
V Voltage with respect to a copper/copper sulfate reference electrode
CSE
5 Information exchange and co-operation
Common sources of interference that can cause stray current corrosion are given in Clause 6. During
the design stage of buried or immersed metallic pipeline systems, the possibility of both causing and
suffering from stray current interference shall be taken into consideration and documented. The
pipeline system should achieve the acceptance criteria identified in Clause 8. Construction work, major
changes on existing structures, regenerative braking, etc. can require a detailed consideration of the
interference situation.
Electrical interference problems on buried or immersed metallic pipeline systems shall be considered,
and documented, with the following points in mind:
— The operator of the pipeline system can protect a structure against corrosion with the method
that the operator considers to be the most suitable. However, levels of electrical interference on
neighbouring structures shall be maintained within the defined limits given in Clause 8
— Stray currents, especially from DC traction systems, are directly related to the design of the traction
return circuits. This means that it is possible to limit the stray current by traction circuit design, but
not to eliminate it.
— Where other structures that might be affected are present, the requirement to maintain interference
within the defined limits applies to all affected structures.
— Utility-scale photovoltaic (PV) installations can develop a steady state DC interference to adjacent
buried pipelines. It is expected that the operator of the PV installation will maintain constant
monitoring of the R value to verify the isolation resistance between the PV panels and the earth.
ISO
The pipeline operator should be informed of any changes in the R values outside the threshold value.
ISO
— The operating characteristics of HVDC systems can change under fault and maintenance conditions.
These changes can affect the corrosion risk to buried pipelines and such changes should be
communicated in a timely manner to the pipeline operator.
These goals are best achieved by agreement, co-operation and information exchange between the
parties involved. Information exchange and co-operation are important and shall be carried out both at
the design stage and during operation of the systems. In this way possible effects, suitable precautions
and remedies can be assessed.
The following information is required to make a sound engineering judgement:
— details of buried metallic structures;
— cathodic protection installations or significant modifications to existing installations;
— DC traction system installations or significant modifications to existing installations;
— HVDC transmission line installation or modification to existing installations or modes of operation;
— details of any sources of DC installations that can cause interferences to buried pipelines;
— utility scale photovoltaic systems.
Agreement and co-operation is more effectively achieved and maintained by periodic meetings
between interested parties, committees or other associations who can establish information exchange
procedures and protocols.
6 Common sources of interference that can affect corrosion
6.1 General
DC systems that can cause currents to flow in the earth or any other electrolyte, whether intentional or
unintentional, include the following:
a) traction systems;
b) overhead lines for vehicles;
c) trolley bus systems;
d) power systems;
e) equipment at industrial sites, e.g. welding;
f) communication systems;
g) instrumentation systems;
h) cathodic protection systems;
i) high voltage transmission systems. See Annex E;
j) track circuit signalling systems. (For stray currents from traction systems, IEC 62128-2 gives
requirements for minimizing their production and for the effects within the railway system);
k) photovoltaic power systems. See Annex H;
l) offshore wind farm power systems;
m) geomagnetic interference (telluric currents). See Annex D;
n) tidal fluctuations. See Annex G.
AC systems (see Annex F) that can induce voltages into buried structures include
— three phase power transmission overhead cables,
6 © ISO 2021 – All rights reserved
— buried three phase power cables, and
— AC operated railways.
6.2 Direct current
6.2.1 General
Sources of DC that can affect the structure-to-electrolyte potentials on pipelines can either originate
from industrial or natural sources.
6.2.2 Traction systems
There are various configurations of DC traction systems that are in common use. They generally
differ in respect of the way that the current is returned to the substation(s). Whichever system
configuration is used there will be some current that returns via the earth. IEC 62128-2 gives guidance
on permissible limits.
6.2.3 Industrial systems
6.2.3.1 General
Industrial systems that use, or generate, DC should be provided with earthing systems that neither rely
on long earth return paths nor deliberately utilize third-party structures for earthing purposes.
6.2.3.2 Welding
Welding return circuits should be configured to ensure that the return paths are as short as possible
and do not exacerbate the risk of currents returning via third-party structures.
6.2.3.3 Photovoltaic interference on buried pipelines
Leakage currents in photovoltaic systems originate from a fault or from the systematic and inevitable
flow of DC where there is cable insulation damage to PV modules and other array components.
Under certain conditions, the DC leakage currents, if left unattended, or not detected at all, can cause
accelerated stray current corrosion on metallic underground infrastructure, such as pipelines, buried
near large, utility-scale PV systems.
6.3 Alternating current
6.3.1 General
AC powered systems can cause interference on pipelines due to inductive, conductive and capacitive
coupling mechanisms, which are described in References [3] and [6].
It is possible that the voltage resulting from interference on the pipe can exceed acceptable levels of
touch-potential and/or current densities that will lead to corrosion damage of exposed steel surfaces.
The potentials and current densities that are used to determine the risk of corrosion from AC
interference are detailed in References [3] and [6].
Annex F provides additional information and one method to calculate the induced voltage in a section
of pipe.
6.3.2 Overhead and buried power lines
6.3.2.1 General
Overhead power lines can generate unacceptable voltages onto buried pipelines, primarily by induction.
The induction is a result of magnetic coupling. The magnitude of the induced voltage depends on the
distance, length of parallelism, inducing current magnitude, frequency and phase relationship.
6.3.2.2 Buried power cables
Buried power lines can generate unacceptable voltages onto buried pipelines, primarily by induction,
in the same way as overhead power lines. It is preferable if buried cables are laid with the phase
cables close to each other and formed in a trefoil configuration. Trefoil formation refers to a method
of arranging the individual phase cables to reduce the net inductance because the phases are in anti-
phase and cancel each other.
6.3.2.3 Railway systems
AC railway systems can be a source of interference. Where the pipeline is parallel to the railway,
the coupling is primarily inductive. The rails of AC powered railways are earthed, and this can also
result in conductive coupling to adjacent buried structures. AC railways can operate at 60 Hz, 50 Hz
and 16,67 Hz. When evaluating the risks resulting from the effects of electromagnetic interference
on buried pipelines running near AC electrified traction systems, the harmonic distortion in railway
systems should be considered. The presence of harmonics can exacerbate voltages induced on buried
[5]
pipelines .
6.4 High-voltage direct current transmission systems
There are two main configurations for high voltage direct current transmission systems, monopolar
and bipolar. Bipolar HVDC systems should be given preference to avoid stray current interference. The
earthing of HVDC systems shall be designed in such a way as to avoid current flowing through the earth
during normal operation and to minimize earth current during faulty or unbalanced load conditions.
The entire system design shall consider the possible high-level of stray currents to which buried or
immersed metal structures can be exposed, even at a substantial distance from the electrode station.
Buried HVAC and HVDC cables are joined together in joint bays installed along the cable route. The
separation distance between joint bays is dependent on the cable operating voltage, conductor size and
construction. Not all joint bays will have an earth local to the joint bay, but the cable screens will be
bonded in each joint bay. The location of all earths should be advised by the cable system operator.
Where an operator decides to install an earth at a joint bay the earth should be installed at a distance
from buried pipelines that will ensure that the touch voltage created on a pipeline during fault
conditions is within safe limits. AC and DC leakage currents through earth systems can also result in
interference on buried utilities and should be minimized.
Additional information is given in Annex E.
6.5 Natural interference
6.5.1 General
Natural low frequency interference is caused by geomagnetic field variations and by tidal water
movements.
6.5.2 Geomagnetic (telluric) interference
Geomagnetic field variations are variations in the earth’s magnetic field. The geomagnetic field
variations induce electric currents in the Earth and in long conductors such as pipelines and power
8 © ISO 2021 – All rights reserved
transmission lines. These induced currents are generally referred to as telluric currents when
related to pipelines and as GIC by the electric power industry. Both terms are used in literature and
to be consistent with present pipeline practice this document will use the term telluric currents. (See
Annex D for additional information).
6.5.3 Tidal interference effects
The movement of conductive seawater through the Earth’s magnetic field acts like a dynamo and
generates an electric field in the seawater. This drives an electric current (a flow of charge) in the
seawater, perpendicular to the direction of water movement. Where this electric current meets the
land, there is a build-up of electrical charge that creates a potential gradient both along the seafloor and
inland perpendicular to the coast. (See Annex G for additional information).
7 Identification and measurement of stray current interference
7.1 Principle
The identification of the stray current interference is achieved by analysis of the measurements. The
evaluation of the interference is performed by a comparison of the data with the acceptance criteria.
The measurements shall be planned to consider any known information relating to the interference
acceptance criteria (Table 1 for DC). In particular, the following points should be considered:
— type of coupling of the interference (AC and/or DC);
— relative position to the stray current source (remote or nearby);
— anticipated duration of the anodic excursion (T );
a,max
— anticipated time dependence of the amplitude of E – E as well as J – J (Interference amplitude is
a c a c
constant or seasonally changing at constant T ).
a
The measurement requires determination of the following:
a) the correct position for the reference electrode and/or coupons to be measured (See Annex B);
b) identifying the area of highest interference (Annex B);
c) Configuration of the coupon or probe (size and shape);
d) Connection of coupon or probe to the pipeline;
e) Sampling rate of the measuring system;
f) Duration of the measurements (see 7.3.6);
g) Switching ON/OFF ratio;
The evaluation of interference can be based on several different measurements at representative
locations with respect to a reference electrode:
— structure potentials;
— current flowing through a coupon or probe;
— IR-free potential measurement of a coupon or probe;
— voltage between two reference electrodes;
— corrosion rate determined on a coupon or probe;
— line current measurement.
A description of the representative location for determining the relevant position for a simple situation
is given in Annex B for the case of a conductive coupling.
Annex C provides information on the operational principles of the electrical resistance (ER) probe.
7.2 Stray Current interference
7.2.1 Inductive and conductive coupling from remote sources
The worst-case assessment of interference in the case of inductive coupling and remote conductive
coupling is obtained when placing the reference electrode at remote earth. The method for determining
remote earth is described in ISO 18086:2019, Annex G. Since inductive coupling is usually associated
with high isolation quality of the interfered structure, the positioning of the reference electrode above
the interfered structure can be used as an approximation of the remote earth.
In such a configuration, the probe should ideally be installed next to the pipeline in the same bedding
material as the pipeline, outside the influence of any field gradients generated by coating defects.
7.2.2 Conductive coupling from nearby sources
In the case of conductive coupling, the corrosive effect of the stray current is a result of the change
in soil potential because of the electrical field generated by the stray current source. Therefore, the
reference electrode or the probe shall be placed within the electrical field, taking into account worst-
case situations. See Annex B for further information with respect to assessing worst-case conditions
in the case of conductive coupling. The smallest distance of the pipeline to the interference source
represents, in the case of conductive coupling, the portion of the pipeline with the largest level of
interference. Therefore, the reference electrode, the coupon or the probe shall have a distance to the
interference source that corresponds to this smallest distance. For specific conditions, this worst-case
is given as follows:
— pipeline parallel to the rail: Reference electrode shall be placed above the pipeline;
— pipeline intersection with a rail: Reference electrode shall be placed above the pipeline with a
distance to the outer rail that corresponds to the smallest distance between rail and pipeline;
— pipeline within the gradient of an anode bed: Reference electrode shall be placed above the pipeline
at the location with the smallest distance between pipeline and anode.
There are cases where it is not possible to place the reference electrode, coupon or probe at the
relevant location described above. In these cases, the electrical field distribution shall be assessed
by measurement or calculation. The expected level of interference at the relevant position is then
extrapolated based on the electrical field distribution to the position with the smallest distance
between pipeline and interference source.
IEC 62128-2 and Reference [26] provide examples of a calculation method to determine the electrical field
distribution from a rail. Based on these equations a correction for the electrode placement can be made.
7.3 Measurement of electrical parameters
7.3.1 Data acquisition systems
Sampling rates for potential, voltage and current measurements are typically between 0,1 s and 5 s for
time variant values.
Coupon on/off measurements, for example, can require fast switching and sampling rates. Sampling
rates shall be selected to enable accurate and meaningful measurement of the signal and phenomena
under investigation.
10 © ISO 2021 – All rights reserved
In the case of time variant DC interference such as tidal or telluric currents, longer intervals between
the measurements can be used. The data acquisition system shall have an input impedance of at least
10 MΩ for voltage measurements.
7.3.2 Possible errors in AC measurements
[3]
ISO 18086 requires measured root mean square potential values as part of its risk assessment process.
The r.m.s. values might not be correctly measured by some digital voltmeters if the AC waveform is
not sinusoidal. Non-sinusoidal waveforms can occur if the load is non-linear (i.e. not predominantly
resistive). Non-linear loads can include loads with inductive or capacitive components, e.g. switch mode
power supplies, furnac
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 21857
Première édition
2021-03
Industries du pétrole, de la
pétrochimie et du gaz naturel —
Prévention de la corrosion sur les
systèmes de conduites soumis à
l'influence de courants vagabonds
Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Prevention of
corrosion on pipeline systems influenced by stray currents
Numéro de référence
©
ISO 2021
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CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: +41 22 749 01 11
E-mail: copyright@iso.org
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Publié en Suisse
ii © ISO 2021 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 2
3 Termes et définitions . 2
4 Abréviations et symboles . 4
4.1 Abréviations . 4
4.2 Symboles . 4
5 Échange d'informations et coopération . 5
6 Sources fréquentes d'interférences susceptibles de provoquer la corrosion .6
6.1 Généralités . 6
6.2 Courant continu. 7
6.2.1 Généralités . 7
6.2.2 Réseaux de traction . 7
6.2.3 Systèmes industriels . 7
6.3 Courant alternatif . 8
6.3.1 Généralités . 8
6.3.2 Lignes d'énergie électrique aériennes et enterrées . 8
6.4 Systèmes de transmission à haute tension en courant continu (HTCC) . 9
6.5 Interférences naturelles . 9
6.5.1 Généralités . 9
6.5.2 Interférences (telluriques) géomagnétiques . 9
6.5.3 Effets d'interférence dus aux marées . 9
7 Identification et mesurage des interférences dues aux courants vagabonds .10
7.1 Principe .10
7.2 Interférences dues aux courants vagabonds .11
7.2.1 Couplage inductif et conductif dû à des sources éloignées .11
7.2.2 Couplage conductif dû à des sources proches .11
7.3 Mesurage des paramètres électriques .11
7.3.1 Systèmes d'acquisition de données .11
7.3.2 Erreurs possibles de mesurage de courant alternatif .12
7.3.3 Mesurage du potentiel .12
7.3.4 Mesurage du courant sur les sondes .12
7.3.5 Mesurage du potentiel sans chute ohmique sur les témoins ou les sondes .12
7.3.6 Durée du mesurage .13
7.3.7 Exigences spécifiques relatives aux témoins ou aux sondes.13
7.4 Mesurage de la vitesse de corrosion .13
8 Critères d'acceptation relatifs aux interférences en courant continu .13
8.1 Vue d'ensemble des critères .13
8.2 Vitesse de corrosion .15
8.3 Critères relatifs à l'acier et à la fonte.15
8.3.1 Interférences constantes dans le temps .15
8.3.2 Interférences variables dans le temps.16
8.4 Critères relatifs aux tuyaux en acier dans du béton fondés sur des mesurages de
potentiel sans protection cathodique .17
8.4.1 Interférences anodiques constantes dans le temps .17
8.4.2 Interférences variables dans le temps.17
9 Réduction de l'influence des courants vagabonds issus d'une source de courant continu .18
9.1 Généralités .18
9.2 Modifications de la source d'interférences .18
9.2.1 Principes .18
9.2.2 Réseaux en courant continu sur les sites industriels .18
9.2.3 Réseaux en courant continu dans les ports .18
9.2.4 Réseaux de traction en courant continu .19
9.2.5 Systèmes de protection cathodique .20
9.2.6 Interférences telluriques .20
9.2.7 Systèmes de communication à courant continu .21
10 Modifications de la structure subissant des interférences .21
10.1 Généralités .21
10.2 Conditions préalables en matière de conception .22
10.2.1 Revêtements .22
10.2.2 Isolation par rapport aux autres structures .22
10.2.3 Distances à porter au maximum .22
10.2.4 Installation de dispositifs d'atténuation .22
10.2.5 Modification de la continuité électrique de la structure perturbée .23
11 Inspection et maintenance .24
Annexe A (informative) Utilisation de sondes de courant pour évaluer les interférences
dues à des courants vagabonds fluctuants sur des structures protégées cathodiquement 25
Annexe B (informative) Détermination de l'emplacement approprié pour l'installation
d'électrodes de référence, de témoins et de sondes en cas de couplage inductif
causé par des courants vagabonds .29
Annexe C (informative) Principes de fonctionnement des sondes à résistance électrique .36
Annexe D (informative) Interférences géomagnétiques .38
Annexe E (informative) Interférences dues au courant continu haute tension .48
Annexe F (informative) Influence des courants alternatifs .50
Annexe G (informative) Effets des marées .55
Annexe H (informative) Influence des installations photovoltaïques .56
Annexe I (informative) Modélisation des effets liés à l'influence des courants vagabonds
sur les conduites protégées cathodiquement .59
Annexe J (informative) Évaluation du risque de corrosion pour le béton armé ou pour
des structures protégées cathodiquement dans des conditions d'interférences
variables dans le temps .63
Annexe K (informative) Principes des interférences anodique et cathodique.68
Bibliographie .71
iv © ISO 2021 – 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 67, Matériel, équipement et structures
en mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 2, Systèmes de
transport par conduites, en collaboration avec le comité technique CEN/TC 219, Protection cathodique,
du Comité européen de normalisation (CEN), conformément à l’Accord de coopération technique entre
l’ISO et le CEN (Accord de Vienne).
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
s e t r ou ve à l’ad r e s s e w w w . i s o . or g / f r/ memb er s . ht m l .
Introduction
Le présent document fournit des recommandations pour la prévention de la corrosion externe
lorsqu'une conduite est soumise à l'influence d'interférences électriques. Les interférences électriques
peuvent être dues à des courants vagabonds (définis dans l'ISO 8044) ou il peut s'agir d'interférences se
produisant naturellement, causées par le géomagnétisme ou l'activité des marées.
Les normes internationales traitant de la protection cathodique (par exemple, l'ISO 15589-1 et
l'ISO 15589-2) se réfèrent à une valeur appelée potentiel de structure par rapport à l'électrolyte, qui
est considérée comme représentative de l'efficacité de la protection cathodique. Lorsque le potentiel
est soumis à l'influence de courants vagabonds, cependant, il n'est pas toujours possible d'obtenir un
potentiel de structure par rapport à l'électrolyte qui soit significatif, d'où la nécessité d'utiliser d'autres
méthodes d'évaluation. L'analyse mathématique des potentiels et/ou l'évaluation directe de la vitesse
de corrosion en utilisant des sondes à résistance électrique en font partie.
Une structure affectée par des courants vagabonds, par exemple une conduite ou un câble, peut à son
tour contaminer d'autres structures avoisinantes.
Le présent document ne vise pas à interdire l'utilisation d'équipements ou de solutions techniques
autres pour les applications prévues. Lorsqu'une alternative est proposée, tout écart par rapport au
présent document aura à être identifié et documenté.
vi © ISO 2021 – Tous droits réservés
NORME INTERNATIONALE ISO 21857:2021(F)
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz
naturel — Prévention de la corrosion sur les systèmes de
conduites soumis à l'influence de courants vagabonds
1 Domaine d'application
Le présent document établit les principes généraux pour l'évaluation et la réduction au minimum des
effets de la corrosion due à des courants vagabonds causés par les interférences électriques en courant
continu et alternatif sur les surfaces extérieures des systèmes de conduites enterrées ou immergées.
Les autres effets des courants vagabonds, tels que la surchauffe et l'interférence avec les opérations de
soudage, ne sont pas couverts par le présent document.
Le présent document fournit une brève description des effets des courants alternatifs, des principes
généraux et des lignes directrices.
NOTE 1 Voir l'ISO 18086 concernant les effets des courants alternatifs sur les conduites enterrées ou
immergées.
Les systèmes susceptibles également d'être affectés par des courants vagabonds comprennent les
structures métalliques enterrées ou immergées telles que :
a) systèmes de conduites ;
b) câbles blindés ;
c) réservoirs et cuves ;
d) systèmes de mise à la terre ;
e) armement dans du béton ;
f) palplanches en acier.
Le présent document fournit des lignes directrices concernant :
— la conception des systèmes de protection cathodique susceptibles de produire des courants
vagabonds ;
— la conception des systèmes de conduites, ou éléments des systèmes de conduites, enterrés ou
immergés, et susceptibles d'être soumis à la corrosion par courant vagabond ; et
— le choix de mesures de protection ou d'atténuation appropriées.
Le présent document ne traite pas en détail des risques de corrosion interne due à des courants
vagabonds, mais les mesures et principes qui y sont donnés sont applicables pour réduire au minimum
les effets des interférences.
NOTE 2 L'impact des interférences électromagnétiques sur les parties annexes situées au-dessus du sol des
systèmes de conduites est traité dans l'EN 50443, l'IEC 61140, l'IEC 60364-4-41, l'IEC 60479-1, l'IEC 60364-5-52,
l'IEC/TS 61201 et l'IEC/TR 60479-5.
Le présent document peut également être utilisé pour des systèmes de conduites en dehors du champ
des industries de la pétrochimie et du gaz naturel, ainsi que pour d'autres structures enterrées ou
immergées.
NOTE 3 L'EN 50162 fournit des recommandations pour les structures ferroviaires.
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).
IEC 62128-2:2013, Applications ferroviaires — Installations fixes — Sécurité électrique, mise à la terre et
circuit de retour — Partie 2 : Mesures de protection contre les effets des courants vagabonds issus de la
traction électrique à courant continu
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
ISO 8044, Corrosion des métaux et alliages — Vocabulaire
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions de l'ISO 15589-1, l'IEC 62128-2:2013 et
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
revêtement
couche d'isolation électrique appliquée sur une surface métallique pour la protéger contre la corrosion
en empêchant le contact entre l'électrolyte et la surface métallique
3.2
terre lointaine
notion théorique se référant à une électrode de terre d'impédance nulle placée à une distance infinie du
sol soumis à essai
Note 1 à l'article: Dans la pratique, on approche de la terre lointaine lorsque la résistance mutuelle entre le sol
soumis à essai et l'électrode d'essai devient négligeable. Le potentiel de la terre lointaine est habituellement
considéré comme nul.
[1]
[SOURCE: IEEE Std 81-2012 ]
3.3
couplage conductif
transfert d'énergie qui a lieu lorsqu'une partie du courant qui appartient au système produisant les
interférences retourne à la terre du système par l'intermédiaire du système subissant les interférences
Note 1 à l'article: Le couplage conductif a lieu également 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 les interférences,
les résultats de ce couplage étant des tensions et des courants conducteurs.
3.4
drainage
drainage électrique
transfert de courants vagabonds d'une structure affectée à la source de courant au moyen d'une liaison
délibérée
Note 1 à l'article: Pour des dispositifs de drainage, voir liaison de drainage direct (3.5), liaison de drainage
unidirectionnel (3.7) et liaison de drainage forcé (3.6).
2 © ISO 2021 – Tous droits réservés
3.5
liaison de drainage direct
dispositif qui produit un drainage électrique (3.4) au moyen d'une liaison métallique bidirectionnelle
entre une structure affectée et la source des courants vagabonds
Note 1 à l'article: La liaison peut comprendre une résistance en série pour réduire le courant.
3.6
liaison de drainage forcé
dispositif qui produit un drainage électrique (3.4) au moyen d'une liaison entre une structure affectée et
la source des courants vagabonds
Note 1 à l'article: La liaison comprend une source séparée en courant continu pour augmenter le transfert de
courant.
3.7
liaison de drainage unidirectionnel
dispositif qui produit un drainage électrique (3.4) au moyen d'une liaison unidirectionnelle entre une
structure affectée et la source des courants vagabonds
Note 1 à l'article: La liaison comprend un dispositif tel qu'une diode pour s'assurer que le courant ne peut circuler
que dans un sens.
3.8
interférences telluriques
tensions générées par les variations du champ géomagnétique, qui entraînent des variations des
potentiels des tuyaux par rapport au sol
3.9
sonde à résistance électrique
sonde RE
dispositif permettant de mesurer la perte de métal par comparaison avec la valeur d'une résistance
calibrée d'une pièce de métal ayant des caractéristiques connues
3.10
fréquence d'échantillonnage
intervalle de mesure défini par l'exploitant
3.11
interférences en courant alternatif
interférences CA
perturbations électriques générées par des systèmes en courant alternatif, qui affectent les conduites
enterrées ou immergées par conduction et/ou induction
Note 1 à l'article: Lignes d'énergie, réseaux de traction ferroviaire.
3.12
interférences en courant continu
interférences CC
perturbations générées par des systèmes en courant continu, qui affectent les structures métalliques
enterrées ou immergées, principalement par conduction
4 Abréviations et symboles
4.1 Abréviations
CA courant alternatif
CC courant continu
f.e.m force électromotrice
GIC courants géomagnétiquement induits
HTCA courant alternatif haute tension
HTCC courant continu haute tension
IR produit du courant par la résistance (I et R) qui indique l'erreur due à la chute de tension dans
un mesurage de potentiel
PC protection cathodique
PV photovoltaïque
RMS moyenne quadratique
4.2 Symboles
–1
a par an
B champ magnétique
E potentiel de structure par rapport au sol pour les structures non protégées cathodiquement
E potentiel anodique
a
E potentiel cathodique
c
ΔE différence de potentiel due au fonctionnement/non-fonctionnement de la source d'interférences
ΔE décalage de potentiel anodique (chute ohmique comprise)
a
ΔE décalage moyen de potentiel anodique
a,avg
ΔE décalage de potentiel anodique (chute ohmique non comprise)
a,IR free
ΔE abaissement de potentiel cathodique
c
ΔE interférences mesurées
m
ΔE abaissement de potentiel cathodique moyen
c,avg
E potentiel de structure d'un métal dans un système de corrosion donné (ISO 8044)
cor
E potentiel de structure en l'absence d'erreur de mesure due à la circulation de courant dans
IR-free
le circuit
E potentiel à courant établi
on
E potentiel à courant établi moyen
on,avg
4 © ISO 2021 – Tous droits réservés
E potentiel de protection conformément à l'ISO 15589-1
p
E potentiel à courant établi nécessaire pour obtenir une protection cathodique efficace
ref
F champs électriques
I mesurage du courant
cpn
J densité de courant
J densité de courant anodique
a
J densité de courant du témoin
cpn
J densité de courant cathodique
c
J valeur de référence de la densité de courant (analogue à I )
ref ref
ρ résistivité du sol (Ω·m)
Q charge anodique pendant la période d'interférences anodiques
a
Q charge cathodique pendant la période d'interférences cathodiques
c
R résistance de l'élément témoin
c
R résistance d'isolement (habituellement, l'isolement d'un câble)
iso
s secondes
-1
S⋅km Siemens per unit length
t Temps
T intervalle durant lequel la structure est anodique par rapport à la valeur choisie de E ou de J
a ref ref
T durée maximale de la période anodique
a,max
T intervalle durant lequel la structure est cathodique par rapport à la valeur choisie de E
c ref
ou de J
ref
v vitesse de corrosion
cor
V Voltage with respect to a copper/copper sulfate reference electrode
CSE
5 Échange d'informations et coopération
L'Article 6 indique des sources d'interférences fréquentes qui peuvent provoquer une corrosion par
courant vagabond. La phase de conception des systèmes de conduites enterrées ou immergées doit
prendre en compte et documenter l'éventualité que ces systèmes produisent des interférences dues à
des courants vagabonds ou qu'ils en soient affectés. Il convient que le système de conduites respecte
les critères d'acceptation identifiés dans l'Article 8. Des travaux de construction, des modifications
importantes apportées aux structures existantes, un freinage par récupération, etc., peuvent nécessiter
un examen détaillé de la situation eu égard aux interférences.
Les problèmes d'interférences électriques sur des systèmes de conduites enterrées ou immergées
doivent être pris en compte et documentés en gardant à l'esprit les points suivants:
— l'exploitant du système de conduites peut protéger une structure contre la corrosion en utilisant la
méthode qu'il juge la plus appropriée. Cependant, les niveaux d'interférences électriques vis-à-vis
des structures avoisinantes doivent être maintenus dans les limites définies qui sont indiquées à
l'Article 8 ;
— les courants vagabonds, spécialement ceux qui sont issus des réseaux de traction en courant continu,
sont directement liés à la conception des circuits de retour de traction. Cela signifie qu'il est possible
de limiter les courants vagabonds en jouant sur la conception des circuits de traction, mais pas de
les éliminer ;
— en présence d'autres structures susceptibles d'être affectées, l'exigence de maintenir les interférences
dans les limites définies s'applique pour toutes les structures affectées ;
— les installations photovoltaïques à échelle industrielle peuvent donner lieu à des interférences en
courant continu en régime établi sur des conduites enterrées adjacentes. L'exploitant de l'installation
photovoltaïque est appelé à assurer une surveillance continue de la valeur R pour vérifier la
ISO
résistance d'isolement entre les panneaux photovoltaïques et la terre. Il convient que l'exploitant
des conduites soit informé de toute modification des valeurs R au-delà de la valeur seuil.
ISO
— les caractéristiques de fonctionnement des réseaux à haute tension en courant continu (HTCC)
peuvent se modifier en présence de conditions de défaut ou d'opérations de maintenance. Ces
modifications peuvent influer sur le risque de corrosion encouru par les conduites enterrées et il
convient d'en informer en temps opportun l'exploitant des conduites.
Accords, coopération et échange d'informations entre les parties concernées permettent de réaliser au
mieux cet objectif. L'échange d'informations et la coopération sont importants et doivent intervenir à
la fois au moment de la conception et pendant l'exploitation des systèmes. De cette manière, les effets
envisageables, ainsi que les précautions et solutions appropriées, peuvent être évalués.
Les informations suivantes sont nécessaires pour se forger un avis technique pertinent :
— données concernant les structures métalliques enterrées ;
— installations de protection cathodique ou modifications importantes d'installations existantes ;
— installations des réseaux de traction en courant continu ou modifications importantes d'installations
existantes ;
— installation de lignes de transmission à haute tension en courant continu ou modification
d'installations existantes ou de modes d'exploitation ;
— données concernant les sources d'installations en courant continu qui sont susceptibles d'exercer
une influence sur des conduites enterrées ;
— systèmes photovoltaïques à échelle industrielle.
Pour asseoir les accords et la coopération et gagner en efficacité, des réunions périodiques peuvent être
organisées entre les parties intéressées, les comités ou d'autres associations, qui peuvent mettre au
point des procédures et des protocoles d'échange d'informations.
6 Sources fréquentes d'interférences susceptibles de provoquer la corrosion
6.1 Généralités
Les réseaux en courant continu qui peuvent provoquer la fuite de courant dans la terre ou dans tout
autre électrolyte, que ce soit intentionnel ou non, comprennent entre autres :
a) les réseaux de traction ;
b) les lignes aériennes pour véhicules ;
c) les réseaux de trolleybus ;
6 © ISO 2021 – Tous droits réservés
d) les systèmes électriques ;
e) les équipements sur des sites industriels, par exemple, postes de soudure ;
f) les systèmes de communication ;
g) les systèmes d'instrumentation ;
h) les systèmes de protection cathodique ;
i) les systèmes de transmission à haute tension. (Voir l'Annexe E) ;
j) les réseaux de signalisation des voies. (Concernant les courants vagabonds issus de la traction
électrique, la norme IEC 62128-2 donne les exigences requises pour réduire au minimum leur
production et leurs effets dans le réseau ferroviaire) ;
k) les systèmes de production photovoltaïque. (Voir l'Annexe H) ;
l) les centrales éoliennes en mer ;
m) les interférences géomagnétiques (courants telluriques). (Voir l'Annexe D) ;
n) le cycle des marées. (Voir l'Annexe G).
Les réseaux à tension alternative (voir l'Annexe F) qui peuvent induire des tensions dans les structures
enterrées comprennent :
— les câbles aériens de transmission de courant triphasé ;
— les câbles enterrés de transport de courant triphasé ; et
— les réseaux ferroviaires alimentés en courant alternatif.
6.2 Courant continu
6.2.1 Généralités
Les sources de courant continu qui peuvent avoir une influence sur les potentiels de la structure par
rapport à l'électrolyte, dans le cas des conduites, peuvent être d'origine industrielle ou naturelle.
6.2.2 Réseaux de traction
Les réseaux de traction en courant continu les plus répandus répondent à diverses configurations. Ce
qui les distingue est, en général, la manière dont le courant retourne à la ou aux sous-stations. Quelle
que soit la configuration de réseau utilisée, il y a un retour de courant par la terre. L'IEC 62128-2 donne
des recommandations relatives aux limites admissibles.
6.2.3 Systèmes industriels
6.2.3.1 Généralités
Il convient que les systèmes industriels qui utilisent, ou génèrent, des courants continus soient équipés
de systèmes de mise à la terre qui ne reposent pas sur de longs retours par la terre ou n'utilisent pas de
structures tierces à des fins de mise à la terre.
6.2.3.2 Soudage
Il convient que les circuits de retour des postes de soudure soient configurés de sorte que les retours
par la terre soient les plus courts possible et n'amplifient pas le risque de retours du courant par
l'intermédiaire des structures tierces.
6.2.3.3 Influence des installations photovoltaïques sur les conduites enterrées
Les courants de fuite dans les systèmes photovoltaïques ont pour origine un défaut ou la circulation
d'un courant continu, rendu systématique et inévitable dès lors que l'isolement d'un câble des modules
PV ou d'autres composants du groupe est endommagé. Dans certaines conditions, les courants de fuite
en courant continu, s'ils ne sont pas détectés ou si aucune mesure n'est prise pour y remédier, peuvent
causer une accélération de la corrosion par courant vagabond sur les infrastructures souterraines
métalliques, telles que des conduites enterrées à proximité de systèmes PV étendus à échelle industrielle.
6.3 Courant alternatif
6.3.1 Généralités
Les réseaux alimentés en courant alternatif peuvent exercer une interférence sur les conduites en
raison des mécanismes de couplage inductif, couplage conductif et couplage capacitif, qui sont décrits
en Référence [3] et [6].
Il peut arriver que la tension résultant de l'interférence à laquelle le tuyau est soumis dépasse les niveaux
acceptables de potentiel de contact et/ou de densités de courant qui vont entraîner des dommages de
corrosion sur les surfaces en acier exposées.
Les potentiels et les densités de courant qui sont utilisés pour déterminer le risque de corrosion due à
l'influence de courants alternatifs sont décrits en détail en Référence [3] et [6].
L'Annexe F fournit des informations supplémentaires ainsi qu'une méthode pour calculer la tension
induite dans un tronçon de tuyau.
6.3.2 Lignes d'énergie électrique aériennes et enterrées
6.3.2.1 Généralités
Les lignes d'énergie électrique aériennes peuvent générer des tensions inacceptables sur les conduites
enterrées, essentiellement par induction. Celle-ci résulte d'un couplage magnétique. L'amplitude de
la tension induite dépend de la distance, de la longueur du parallélisme, de l'amplitude du courant
inducteur et de la relation entre la fréquence et la phase.
6.3.2.2 Câbles d'énergie électrique enterrés
Les lignes d'énergie électrique enterrées peuvent générer des tensions inacceptables sur les conduites
enterrées, essentiellement par induction, de la même manière que les lignes d'énergie électrique
aériennes. Il est préférable, lors de la pose des câbles enterrés, de rapprocher les câbles de phase et
d'opter pour une configuration en trèfle. La disposition en trèfle renvoie à une méthode d'agencement
des câbles de phase individuels qui permet de réduire l'inductance résultante du fait que les phases
sont en opposition et s'annulent mutuellement.
6.3.2.3 Réseaux ferroviaires
Les réseaux ferroviaires alimentés en courant alternatif peuvent être une source d'interférences. Le
couplage est essentiellement de type inductif lorsque la conduite est parallèle à la voie ferrée. Les rails
des systèmes ferroviaires alimentés en courant alternatif sont reliés à la terre, ce qui peut avoir pour
résultat un couplage inductif avec les structures enterrées adjacentes. Ces réseaux ferroviaires peuvent
être alimentés par des courants alternatifs de 60 Hz, de 50 Hz et de 16,67 Hz. Lors de l'évaluation des
risques résultant des effets des interférences électromagnétiques sur les conduites enterrées posées
à proximité de réseaux de traction électrique à courant alternatif, il convient de tenir compte de la
distorsion harmonique dans les réseaux ferroviaires. En présence d'harmoniques, les tensions induites
[5]
sur les conduites enterrées peuvent être amplifiées .
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6.4 Systèmes de transmission à haute tension en courant continu (HTCC)
Il existe deux principales configurations de système de transmission à haute tension en courant
continu : monopolaire et bipolaire. Il convient de privilégier les systèmes bipolaires HTCC pour éviter
les interférences dues à des courants vagabonds. La mise à la terre des systèmes HTCC doit être conçue
de façon à éviter la fuite de courants vers la terre en fonctionnement normal et à réduire au minimum le
courant de terre pendant des conditions de défaut ou de charge déséquilibrée.
La conception de l'ensemble du système doit tenir compte du niveau potentiellement élevé des courants
vagabonds auxquels les structures métalliques enterrées ou immergées pourraient être exposées,
même à une distance substantielle du poste d'électrodes.
Les câbles à haute tension, en courant alternatif et en courant continu, des lignes enterrées sont
regroupés dans des baies combinées le long du chemin de câbles. La distance de séparation entre les
baies combinées dépend de la tension de service des câbles, de la dimension des conducteurs et de la
construction. Les baies combinées ne sont pas toutes équipées d'une mise à la terre locale, mais les
écrans de câble sont reliés dans chaque baie combinée. Il convient que l'emplacement de toutes les
terres soit avalisé par l'opérateur des circuits de câbles. Si un opérateur décide d'installer une terre
sur une baie combinée, il convient que la distance d'installation de la terre par rapport aux conduites
enterrées garantisse le maintien dans des limites sûres de la tension de contact créée sur une conduite
pendant des conditions de défaut. Les courants de fuite en courant alternatif ou en courant continu à
travers les systèmes de mise à la terre peuvent également causer des interférences sur les installations
de services publics enterrées ; il convient donc de les réduire au minimum.
L'Annexe E fournit des informations complémentaires.
6.5 Interférences naturelles
6.5.1 Généralités
Les interférences basse fréquence naturelles sont causées par les variations du champ géomagnétique
et par les mouvements des marées.
6.5.2 Interférences (telluriques) géomagnétiques
Les variations du champ géomagnétique sont les variations du champ magnétique terrestre. Les
variations du champ géomagnétique induisent des courants électriques dans la terre et dans les
conducteurs longs tels que les conduites et les lignes de transmission d'énergie. Ces courants induits
sont généralement appelés « courants telluriques » lorsqu'ils affectent des conduites et « courants
géomagnétiquement induits » dans le secteur de l'énergie électrique. Les deux termes sont utilisés dans
la littérature ; par souci de cohérence au regard de la pratique en usage dans le domaine des conduites,
c'est le terme « courants telluriques » qui sera utilisé dans le présent document. (Voir l'Annexe D pour
plus d'informations).
6.5.3 Effets d'interférence dus aux marées
Le mouvement de l'eau de mer, qui est un milieu conducteur, à travers le champ magnétique terrestre
agit comme une dynamo et génère un champ électrique dans cette eau. Celui-ci génère à son tour un
courant électrique (un flux de charges) dans l'eau de mer, perpendiculairement au sens du mouvement
de l'eau. Lorsque ce courant électrique rencontre la terre, il se forme une accumulation de charges
électriques qui créent un gradient de potentiel d'une part le long du fond marin, d'autre part vers
l'intérieur des terres, perpendiculairement à la côte. (Voir l'Annexe G pour plus d'informations).
7 Identification et mesurage des interférences dues aux courants vagabonds
7.1 Principe
L'identification des interférences dues aux courants vagabonds est fondée sur l'analyse des mesures.
L'évaluation des interférences est effectuée par comparaison des données par rapport aux critères
d'acceptation.
Les mesures doivent prévoir de tenir compte de toutes les informations connues relatives aux critères
d'acceptation des interférences (Tableau 1 pour les courants continus). En particulier, il convient de
considérer les points suivants :
— le type de couplage à l'origine de l'interférence (courant alternatif et/ou courant continu) ;
— la position relative de la source de courants vagabonds (éloignée ou proche) ;
— la durée prévue de l'excursion anodique (T ) ;
a,max
— l'amplitude prévue de E – E ainsi que de J – J en fonction du temps (l'amplitude d'interférence est
a c a c
constante ou subit des variations saisonnières à la constante T ).
a
Le mesurage nécessite de déterminer :
a) le positionnement correct de l'électrode de référence et/ou des témoins mesurés (voir l'Annexe B) ;
b) l'identification de la zone d'interférence maximale (Annexe B) ;
c) la config
...
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