nr 2/2007 Phased Array metoda wymagająca zdobywania dalszych doświadczeń Zespół redakcyjny: mgr inż. Jerzy Dobosiewicz, dr inż. Jerzy Trzeszczyński

Transkrypt

1 nr 2/2007 Zespół redakcyjny: mgr inż. Jerzy Dobosiewicz, dr inż. Jerzy Trzeszczyński Phased Array metoda wymagająca zdobywania dalszych doświadczeń Lektura tekstu Adama Kopcia i Pawła Bobrowskiego [1], zamieszczonego w niniejszym numerze Energetyki na stronie 439, całkowicie rozczarowuje. Autorzy zamiast jak przystało na inżynierów piszących polemikę do opublikowania w poważnym czasopismie technicznym, jakim jest Energetyka rzeczowo i merytorycznie bronić swoich racji, napisali obszerny elaborat o charakterze w większości anegdotyczno-sensacyjnym, pełen emocji, najeżony licznymi pomówieniami. Intencja naszej polemiki była prosta i oczywista dla każdego specjalisty, który pragnie zrozumieć problemy i błędy związane z wdrażaniem metody Phased Array (PA). Wyraziliśmy także zdziwienie, że reklamowaniu metody nie towarzyszy rzetelna informacja o trudnościach i znacznych kosztach koniecznych do uwzględnienia przy weryfikacji wyników badań [3, 4]. Reklama metody nie usprawiedliwia bezkrytycyzmu, a nawet podawania informacji nieprawdziwych, tj, że weryfikacja wyników badań metodą PA potwierdzona została metodą badań niszczących [2]. W sytuacji, gdy niezależne badania Pro Novum oraz jednej z renomowanych wyższych uczelni technicznych, nie potwierdziły nie tylko pęknięć dyskwalifikujących tarcze wirnikowe, ale nawet nieciągłości, które by pozostały po przetoczeniu wrębu dla wizualnej weryfikacji badań ultradźwiękowych, uznaliśmy, że warto się przynajmniej zastanowić czy przypadkiem nie mamy do czynienia z przedwczesnym tryumfem metody nie do końca dopracowanej. Niestety Autorzy ustosunkowali się do popełnionych wtedy błędów po prawie dwóch latach, reklamując w międzyczasie własną metodykę. W naszej polemice [5] postawiliśmy szereg pytań dotyczących metodyki PA i propozycji jej aplikacji. Do żadnego pytania o charakterze inżyniersko-technicznym Autorzy nie raczyli się ustosunkować. Odesłali nas i Czytelników Energetyki... do literatury. Całą inwencję i niestety większość tekstu wypełnili nonsensami kreowanymi wg formuły: piszemy jakiś absurdalny fragment zdania, informujemy, że to są poglądy Pro Novum i rozprawiamy się z tak wykreowanym wirtualnym nonsensem próbując przekonać (kogo?), że daliśmy kolejne świadectwo prawdy. Nigdzie nie napisaliśmy, że metoda PA jest metodą eksperymentalną i niesprawdzoną. Nigdzie nie podważaliśmy wiarygodności certyfikatów firmy Westinghouse-Modelpol. Nie interesuje nas ani liczba certyfikatów, które ma firma W-M, ani kto je przyznał. Kwestionowaliśmy wyłącznie wyniki dwóch badań metodą PA. Do głowy nam nigdy nie przyszło, żeby brutalnie atakować technologię. Co ma technologia PA do popełnionych błędów. Jeśli ktoś zamiast wbić gwóźdź w ścianę zrobił w niej dziurę, to dlaczego mieć pretensje do technologii wbijania gwoździ młotkiem. Autorzy piszą, że dzięki szkoleniom wiedzą, że jedyna możliwa pomyłka, to nie zarejestrowanie wady. Jak to się więc stało, że zarejestrowali pęknięcia o rozmiarach dyskwalifikujących tarcze wirnikowe, których w rzeczywistości nie było? W Podsumowaniu Autorzy prowadzą dialog sami z sobą nt. zasadności ponoszenia wyższych kosztów badań metodą PA w stosunku do metody tradycyjnej. Nie to jednak nas interesowało w polemice. Pytaliśmy, kto ponosi koszty weryfikacji wyników badań (demontażu/montażu łopatek, toczenia wrębów, trepanacji obrzeża tarcz), gdy okaże się,... że pęknięć uzasadniających te czynności w rzeczywistości nie ma. Żeby swojemu tekstowi nadać charakter prawdziwego thrillera, a nas ukazać w roli spiskowców Autorzy zaraz na początku tekstu stwierdzają, że wykonywane przez nas badania weryfikujące odbyły się niejako w tajemnicy ( ) w zaciszu laboratorium. Prawda jest jak zwykle bardziej prozaiczna niż literatura, w szczególności science fiction. Badania weryfikujące Pro Novum i jednej z Politechnik zostały wykonane na normalne zamówienia jednej z Elektrowni po podpisaniu umów. Wyniki zostały przedstawione publicznie, na spotkaniu przedstawicieli Elektrowni, Pro Novum i Politechniki. Prezentacja wyników badań nie ujawniła istotnych rozbieżności we wrębach dwóch tarcz nie potwierdzono obecności pęknięć dyskwalifikujących tarcze. Był to klasyczny przykład przypadku, gdy operacja się udała, a pacjent zmarł. O ile wykrycie pęknięć, których w rzeczywistości nie było, Autorzy wiążą z badaniem innej, partnerskiej grupy badawczej, o tyle w przypadku drugiego badania nie mają, nie wiedzieć dlaczego, żadnych wyrzutów sumienia, a nie powinni, bo: badania weryfikujące Pro Novum polegały nie tylko na badaniach wizualnych, ale także ultradźwiękowych metodą tradycyjną oraz trepanacji wycinka w miejscu najgłębszego pęknięcia stwierdzonego metodą PA, lipiec strona 101 (4)

2 badania nasze wykazały nie tylko rozbieżności pomiędzy lokalizacją pęknięć wykrytych metodą PA i wizualną, ale także to, że... w rzeczywistości pęknięcie (w miejscu trepanacji) jest ponad 100% dłuższe niż określone metodą PA. Pęknięcie miało głębokość ponad 10 mm, co przy okazji stanowi ciekawy przyczynek do poglądów (i teorii) tych, którzy zalecają poszukiwać nieciągłośći ca 0,2 mm (?!). Badania i ekspertyzy weryfikujące wykonuje się nie tylko w Polsce, ale i na świecie, i będzie się je wykonywać nadal. W czasie naszej dwudziestoletniej działalności wykonaliśmy takich ekspertyz kilkadziesiąt, o czym firma Westinghouse-Modelpol powinna od dawna wiedzieć. Mamy świadomość (i wiedzę), że nasze prace były także weryfikowane. To dobrze, m.in. w taki sposób dokonuje się postęp w technice oraz zapewnia bezpieczeństwo pracy urządzeń. Zarzut braku obiektywizmu jest poważnym pomówieniem. Po namyśle zdecydowaliśmy się machnąć ręką, ponieważ jak na razie jest to pogląd wyłącznie samych Autorów. Z tekstu [1] widać wyraźnie, że Autorom puściły nerwy. W wielu fragmentach swojego elaboratu chyba nie uniknęli śmieszności, możliwe, że Czytelnicy Energetyki będą podobnego zdania. Redakcja Biuletynu Pro Novum Literatura [1] Kopeć A., Borowski P.: Phased Array metoda na miarę potrzeb diagnostyki w energetyce. Odpowiedź na Polemikę zamieszczoną w Biuletynie Pro Novum nr 1/2007. Energetyka 2007, nr 6 [2] Bobrowski P., Kopeć A.: Phased Array metoda na miarę potrzeb diagnostyki w energetyce. Energetyka 2007, nr 2 [3] Rajca S., Pizon E., Brunné K.: Niektóre doświadczenia związane z badaniami stanu materiału w obszarze wrębów tarcz wirnikowych. VIII Sympozjum: DIAGNOSTYKA I REMONTY DŁU- GOEKSPLOATOWANYCH URZĄDZEŃ ENERGETYCZNYCH. Ustroń, 4 6 października 2006 [4] Rajca S., Pizon E., Brunné K.: Niektóre doświadczenia związane z badaniami stanu materiału w obszarze wrębów tarcz wirnikowych. Energetyka 2006, nr 12 [5] Artykuł Redakcji Biuletynu Pro Novum Nr 1/2007. Energetyka 2007, nr 4 Redakcja Energetyki uprzejmie informuje, że odpowiedź Redakcji Biuletynu Pro Novum na odpowiedź na polemikę zamieszczoną w Biuletynie Pro Novum nr 1/ 2007 kończy dyskusję na temet wyników badań diagnostycznych metodą PhaseD Array. Do sprawy będziemy mogli wrócić w przyszłości. Redakcja Energetyki q Jerzy Dobosiewicz, Krzysztof Brunné Pro Novum, Katowice Ultradźwiękowy pomiar grubości warstwy tlenków na powierzchni wewnętrznej Wężownice przegrzewaczy, komory i rurociągi pracujące powyżej temperatury granicznej liczone są na czasową wytrzymałość (10 5, 2x10 5, 2,5x10 5 h). Badania laboratoryjne oraz doświadczenia eksploatacyjne wykazały, że wymienione elementy mogą pracować znacznie dłużej niż wynika to z czasu obliczeniowego. Rzeczywisty dopuszczalny czas pracy powinien być ustalony na podstawie oceny stanu metalu oraz ponownych obliczeń wytrzymałościowych zgodnie z EN. Należy podkreślić, że warunki pracy metalu elementów kotłów wysokoprężnych są zmienne i dlatego elementy te powinny być, okresowo, poddawane badaniom diagnostycznym. Dotyczy to szczególnie metalu rur powierzchni ogrzewalnych, a przede wszystkim przegrzewaczy (rys.1). Przyczynami zużycia wężownic przegrzewaczy są procesy fizykochemiczne zachodzące w metalu związane z jednoczesnym oddziaływaniem: wysokiej temperatury, agresywnych spalin oraz znacznych naprężeń. Do procesów tych należą: pełzanie, korozja wysokotemperaturowa (strona spalin), korozja parowa (strona czynnika), erozja. Skutkierm tych procesów są: wyczerpanie się trwałości czasowej metalu (degradacja struktury pod wpływem działania wysokiej temperatury), wzrost naprężeń (korozyjny i erozyjny ubytek grubości ścianki). Do określenia stopnia wyczerpania metalu niezbędna jest znajomość obliczeniowego dopuszczalnego czasu pracy, który wyznacza się uwzględniając systematyczny ubytek grubości ścianki (przyrost naprężenia) oraz przyrost temperatury ścianki (przyrost warstwy tlenków na powierzchni wewnętrznej). Dopuszczalny czas pracy jest wielkością, po przekroczeniu której zwiększa się prawdopodobieństwo uszkodzenia ocenianego elementu. W celu obliczenia rzeczywistego, dopuszczalnego czasu pracy potrzebna jest znajomość grubości ścianki metalu i rzeczywistej temperatury pracy. Dane te można uzyskać przez pomiar metodą ultradźwiękową grubości ścianki (metoda znana) oraz grubości warstwy tlenków na powierzchni wewnętrznej wężownicy. strona 102 (20) (5) lipiec 2007

3 Kierunek przepływu czynnika Kierunek napływu spalin Rys. 2. Wpływ grubości warstwy tlenków na temperaturę ścianki [1] W celu dokonania oceny stopnia wyczerpania potrzebna jest znajomość: przepracowanej liczby godzin wężownic, grubości ścianki wężownic, rzeczywistej temperatury ścianki. Dwa pierwsze wymagania są łatwe do spełnienia, trudności sprawia uzyskanie danych dotyczących rzeczywistej temperatury ścianki. Wyznaczanie średniej temperatury metalu Rys.1. Widok przegrzewacza W czasie pracy metalu wężownic w wysokich temperaturach, tj. >500 C, na powierzchniach wewnętrznych powstaje ścisła twarda warstwa tlenków. W podwyższonych temperaturach metal reaguje z parą wodną zgodnie z reakcją: Tworzące się tlenki na wewnętrznej powierzchni wężownicy występują w dwóch warstwach (rys. 3): w warstwie szczelnej, wewnętrznej, drobnokrystalicznego topotaktycznego magnetytu, przylegającej ściśle do podłoża i powstającej przez utlenienie metalu, w warstwie nieszczelnej, zewnętrznej, porowatej, epitaktycznej przylegającej do warstwy, powstającej z jonów żelaza i tlenu znajdujących się w czynniku. 3Fe + 4H 2 O = F 3 O 4 + 4H 2 Powstające tlenki żelaza tworzą warstwę magnetytu, która chroni metal przed nadmiernym utlenianiem, lecz z drugiej strony działa jako izolator cieplny, albowiem jej przewodnictwo ciepła stanowi 5% przewodnictwa stali. Z czasem grubość warstwy stale przyrasta, a ponieważ temperatura czynnika na wylocie kotła musi być stała, to przyrost warstwy tlenków powoduje przyrost temperatury metalu (rys. 2). Przykładowo, każde 0,03 mm grubości warstwy tlenków podnosi temperaturę metalu o 0,6 1 C [1]. Przyrost warstwy tlenków, wskutek korozji, obywa się kosztem grubości wężownicy przyczyniając się jednocześnie do wzrostu naprężeń w ściance. Rys. 3. Charakter warstwy tlenków na powierzchni wewnętrznej [2] lipiec strona 103 (6)

4 Temperatura ścianki wewnętrznej może być ustalana na podstawie ubytku grubości ścianki, którego proces jest opisany równaniem parabolicznym [2] gdzie ubytek grubości ścianki d D zależy od stałej K D wynikającej z prawa Tammana, temperatury T(K) oraz czasu pracy t(h). Stała K D zależy od temperatury pracy i można ją obliczyć wg następującego wzoru Przyrost grubości warstwy jest funkcją czasu i temperatury. Obliczone na podstawie wymienionych równań ubytki grubości ścianki przedstawiono dla różnych temperatur dla stali chromomolibdenowych (rys. 4). Znając grubość warstwy oraz przepracowaną liczbę godzin można ustalić temperaturę ścianki. Dysponując wartościami czasowej wytrzymałości metalu dla danej temperatury można zgodnie z normą europejską EN /2000 ustalić, względnie dokładnie, stopień wyczerpania, jak również: rozkład temperatur ścianki w poszczególnych wężownicach grodzi, przewidzieć czas wymiany ocenianego elementu uwzględniając stopniowy ubytek grubości ścianki i przyrost jej temperatury, ustalić rozkład temperatur spalin na przekroju kotła. Pomiaru grubości ścianki rury i tlenków na powierzchni wewnętrznej dotychczas dokonywano metodą niszczącą przy użyciu mikroskopu na wycinkach z wężownic. Niestety, taki sposób nie mógł być, ze względów oczywistych, stosowany do komór i rurociągów. Pomiary ultradźwiękowe bardzo ułatwiają pracę (pomiary) oraz umożliwiają rozszerzenie oceny na znaczną ilość wężownic. Dzięki tym pomiarom można sprawdzić większą ilość wężownic niż stosując metodę niszczącą, a zatem otrzymać bardziej reprezentatywne wyniki i więcej informacji o stanie przegrzewacza oraz cieplnych warunkach pracy. Znajomość grubości tlenkowej warstwy wewnętrznej, na wszystkich grodziach, może dostarczyć informacji o rozpływie spalin w kotle, natomiast nagły wzrost grubości tlenków w którejś z wężownicy może świadczyć o ograniczonym przepływie czynnika. Sam pomiar grubości ścianki metalu informuje o ubytkach korozyjnych i erozyjnych wężownicy. Można również zauważyć odpadanie tlenków, które unoszone z parą mogą zatykać kolana oraz osadzać się w turbinie. Pomiar grubości warstwy tlenków Podczas ultradźwiękowego pomiaru grubości warstwy tlenków najważniejsze jest oddzielenie ech od grubości metalu i warstwy tlenków oraz zmierzenie odległości między nimi. Zadanie to ułatwiają współczesne szerokopasmowe defektoskopy z dużą rozdzielczością, w połączeniu z czujnikami o wysokiej częstotliwości. Wybrany przyrząd charakterystyka: szerokopasmowy odbiornik z możliwie najwyższą częstotliwością, duży odstęp między sygnałem a szumem, duża rozdzielczość co najmniej 0,001 mm. Wybór czujnika Rys. 4. Ubytek grubości w funkcji czasu i temperatury [3] Sposób oceny trwałości Sposób oceny stopnia wyczerpania [3] metalu wężownic, komór, rurociągów polega na wykorzystaniu rzeczywistych parametrów pracy, a mianowicie: średniej temperatury ścianki (pomiar grubości warstwy), naprężenia panującego w ściance (dla rzeczywistej zmierzonej grubości), przepracowanej liczby godzin. Wymiary grubości mierzonych elementów wahają się w granicach 3 40 mm, dlatego dobrze jest zastosować czujnik o wysokiej częstotliwości z wymienialną stopą (Delay line). Do pomiaru wykorzystuje się fale podłużne lub poprzeczne. Rozprzestrzenianie się fali ultradźwięków w stalach ferrytyczno perlitycznych w przybliżeniu następuje przy następujących prędkościach: 5900 m/s fale podłużne, 3200 m/s fale poprzeczne. Fale poprzeczne dla danej częstotliwości, do przejścia przez grubość warstwy tlenkowej, wymagają 2 razy dłuższego czasu niż fale podłużne. Z tego powodu umożliwiają też dokładniejszy pomiar (rys. 5). strona 104 (20) (7) lipiec 2007

5 Czujnik Ścianka rury Tlenki Rys. 5. Metody pomiaru Czujniki podłużne charakterystyka: łatwe sprzężenie akustyczne kontakt dobre przewodzenie sygnału na chropowatych powierzchniach, większa amplituda echa, większa prędkość rozprzestrzeniania fali, niższa wykrywalność warstwy tlenków, zwłaszcza poniżej 200 µm. Czujniki poprzeczne charakterystyka: wymagane specjalne ciecze kontaktowe (SLC70), mniejsza amplituda echa, wyższa dokładność pomiaru, nawet do 130 µm. Ultradźwiękowy pomiar grubości warstwy tlenków na wewnętrznej powierzchni rurek przegrzewaczy oraz elementów grubościennych jest techniką wymagającą od operatora bardzo dobrej znajomości urządzenia oraz doświadczenia w przeprowadzaniu badań ultradźwiękowych. Przygotowanie powierzchni Po usunięciu nalotów znajdujących się na badanym elemencie powierzchnie należy polerować papierami ściernymi o ziarnie , a następnie Powierzchnia musi być możliwie gładka, bez zarysowań. Na elementach o małym promieniu należy powierzchnie polerować na okrągło, nigdy na płasko. Takie przygotowanie powierzchni zapewnia lepszy pomiar i nie powoduje nadmiernego ubytku ścianki. Kalibracja Do pomiaru grubości tlenków na wewnętrznych powierzchniach używa się głowic prostych lub skośnych. Głowice proste muszą być wyposażone w linię opóźniającą (Delay line). Przebieg kalibracji zestawu sonda + defektoskop (rys. 6): ustawić parametry urządzenia (szerokość i napięcie oraz dostosowanie częstotliwości sygnału dla fali prostokątnej, tłumienie stosowanego kryształu przetwornika), wykalibrować zestaw w zależności od grubości badanego elementu, sprawdzić wykrywalność tlenków na specjalnym wzorcu w celu ustawienia poziomu wzmocnienia. Rys. 6. Obraz na ekranie fale podłużne Pomiar W omawianym przypadku zakres obserwacji jest bardzo mały w porównaniu ze standardowym badaniem ultradźwiękowym. Dlatego należy do oceny grubości tlenków używać funkcji lupy. Badanie polega na obserwacji pików sygnału ultradźwiękowego. Podczas badania należy uchwycić sygnał metal tlenek na właściwym poziomie (40 60%) wysokości ekranu. W momencie uchwycenia sygnału należy zamrozić obraz. Używając ustawień bramki odczytać drogę sygnału metal tlenek i tlenek powietrze. Z różnicy tych dwóch dróg fali otrzymamy grubość tlenku na wewnętrznej powierzchni elementu dla prędkości fali ultradźwiękowej w stali. Otrzymaną wartość należy przeliczyć w celu określenia prawdziwej grubości tlenku. Dla głowicy prostej możliwe jest mierzenie wartości tlenków od ok. 200 µm. Podsumowanie Omawiany, nieniszczący sposób pomiaru grubości warstwy umożliwia: użycie metody badań ultradźwiękowych do: pomiaru grubości warstwy tlenków, pomiaru grubości ścianki; ocenę równoważnej temperatury pracy metalu wężownicy; ocenę stanu wężownic wszystkich grodzi bez wycinania próbek; wykrycie wężownic z ograniczonym przepływem czynnika; zapobieganie powstawaniu niespodziewanych nieszczelności, Standardowe ultradźwiękowe metody pomiaru grubości ścianek uniemożliwiają stwierdzenie obecności tlenków. Zmierzona wartość grubości ścianki obejmuje również grubość tlenków, bez możliwości ich rozróżnienia. Poprzez przyłożenie szerokopasmowego czujnika z dużą częstotliwością do nowej rury otrzymamy echo końcowe. Z narastającą warstwą tlenków echo na granicy metal tlenki ciągle maleje z większym odstępem od wyraźnego echa rozgraniczenia tlenek powietrza. Zadaniem przy ultradźwiękowym pomiarze grubości warstwy tlenków jest oddzielenie ech i pomierzenie odległości między nimi. lipiec strona 105 (8)

6 LITERATURA [1] Beak W.E., Bonin D.W., Rechner M.R.: Non destruktive testing predicts superheater tube problems. Power Enginering 1988, nr 6 [2] Mechanismen und Schadenformen der HochtemperaturKorossion an Uberhitzerrohzen SteinKohleubefeuerter Groskessel. Der Maschineschaden 1977, nr 5 [3] Zbroińska Szczechura E., Dobosiewicz J.: Ocena stopnia wyczerpania trwałości wężownic przegrzewaczy kotłów parowych. Prace IMiUE Politechniki Śląskiej 1998, tom 3 [4] Eckhart E., Funsten T.: Meranie hrubky oxidickej vrstvy teplowymennych trubiek ultrazvukom q Wojciech Brunné Pro Novum, Katowice Wpływ trasy rurociągu na jego bezpieczną eksploatację Jednym z istotnych czynników mających wpływ na prawidłową pracę rurociągów wysokoprężnych i wysokotemperaturowych (nazywanych w dalszej części artykułu rurociągami) jest ich trasa. W niniejszym artykule zwrócono uwagę na dwa główne problemy wynikające z niewłaściwej trasy rurociągów: niedostateczną kompensację wydłużeń cieplnych, nieodwadnialność odcinków rurociągów. Problemy z prawidłową pracą rurociągów związane z ich trasą mogą występować na etapie ich: projektowania, montażu, eksploatacji. Nieprawidłowości trasy rurociągów powstałe na etapie projektowania rurociągów W fazie projektowania, w wytyczaniu trasy rurociągów najczęściej popełniane są cztery błędy: niedostateczne uwzględnienie rozszczelności cieplnej metalu wynikającej z temperatury pary, a co za tym idzie zbyt mała kompensacja wydłużeń, pozostawienie nieodwadnialnych odcinków rurociągów bez odwodnień, nieprawidłowy dobór i rozmieszczenie zamocowań, poprowadzenie rurociągu w sposób kolizyjny z istniejącą konstrukcją stałą lub innym rurociągiem [1]. Ostatnia z wymienionych nieprawidłowości daje o sobie znać w czasie montażu i najczęściej jest usuwana na bieżąco, trzy pierwsze wychodzą w trakcie eksploatacji i niejednokrotnie eliminowane są dopiero po analizie przyczyn mniejszej lub większej awarii. Niedostateczna kompensacja wydłużeń cieplnych Niedostateczna kompensacja rurociągu powoduje w stanie gorącym wzrost naprężeń, które mogą przekroczyć naprężenia dopuszczalne. Długotrwałe i niejednokrotnie znaczne przekroczenie naprężeń dopuszczalnych jest powodem: inicjacji pęknięć dla rurociągów wysokoprężnych, przyspieszenia procesów pełzania dla rurociągów wysokotemperaturowych (o ile materiał rurociągu pracuje powyżej temperatury granicznej). Rys. 1. Rurociągi pary świeżej do zmodernizowanych stacji redukcyjno-schładzających strona 106 (20) (9) lipiec 2007

7 Obie sytuacje prowadzą w konsekwencji do uszkodzeń rurociągu w obszarach o największym spiętrzeniu naprężeń, które zważywszy na charakter procesów degradacji pojawiają się często po wielu latach eksploatacji. Przykładem niedostatecznej kompensacji wydłużeń cieplnych jest pierwotny projekt rurociągów do stacji redukcyjno-schładzających w jednej z elektrociepłowni przemysłowych (rys. 1) [2]. Wyniki obliczeń konstrukcyjnych przeprowadzone dla rurociągów do stacji redukcyjno-schładzających wykazały znaczne przekroczenia naprężeń dopuszczalnych (rys. 2, 3 i 4). Wymienione sytuacje spowodowały konieczność zmiany trasy rurociągu, co biorąc pod uwagę wolną przestrzeń do dyspozycji nie było sprawa łatwą. Propozycję nowej trasy dla rurociągów AAA i BAA oraz AAB i BBA pokazano na rysunku 5. Wyniki obliczeń konstrukcyjnych dla rurociągów po zmianie trasy pokazano na rysunkach 6 i 7 [3] Rys. 5. Propozycja zmiany trasy dla rurociągów AAA, BAA, AAB i BBA Rys. 2. Naprężenia zredukowane i dopuszczalne wg kryterium normy ANSI/ASME B31.1 dla rurociągu AAA Rys. 3. Naprężenia zredukowane i dopuszczalne wg kryterium normy ANSI/ASME B31.1 dla rurociągu AAB Rys. 6. Naprężenia zredukowane i dopuszczalne wg normy ANSI/ASME B 31.1 dla rurociągu AAA po zmianie trasy Rys. 4. Naprężenia zredukowane i dopuszczalne wg kryterium normy ANSI/ASME B31.1 dla rurociągu CCC Rys. 7. Naprężenia zredukowane i dopuszczalne wg normy ANSI/ASME B 31.1 dla rurociągu AAB po zmianie trasy lipiec strona 107 (21) (10)

8 Na rysunkach 6 i 7 widać wyraźnie, że naprężenia zredukowane są znacznie niższe od naprężeń dopuszczalnych, a więc problem braku kompensacji wydłużeń został rozwiązany. Dokonano niezbędnych zmian w projekcie i na tej podstawie zmontowano i uruchomiono rurociągi do stacji redukcyjno-schładzających. Brak odwodnień Bardzo niebezpieczne dla eksploatacji rurociągów jest zjawisko uderzeń wodnych, które często prowadzi do awarii (rys. 8). Powstaje ono, gdy nieodwadnialny rurociąg jest uruchamiany. Drugim negatywnym zjawiskiem spowodowanym brakiem odwodnienia rurociągu jest powstawanie i rozwój pęknięć termoszokowych, aż do rozszczelnienia rurociągu (rys. 9). Bywa niestety, że konstrukcja rurociągu nie umożliwia obsłudze odwodnienia rurociągu przed jego uruchomieniem. Zapis taki znajduje się w każdej instrukcji eksploatacji rurociągu i na ogół jest przestrzegany. Przykład trasy rurociągu, gdzie konstrukcyjnie założono wyraźne obniżenie poziomego odcinka rurociągu pokazano na rysunku 10 [5]. O ile samo przeprowadzenie trasy rurociągu tak, że występują odcinki niżej położone niż koniec rurociągu nie jest niczym nagannym, o tyle pozostawienie takiego odcinka bez odwodnienia, i to w wersji bezobsługowej, jest błędem projektowym. Rys. 10. Nieodwadniany poziomy odcinek rurociągu pary świeżej Nieprawidłowy dobór i rozmieszczenie zamocowań Rys. 8. Urwane zamocowanie stałosiłowe rurociągu pary wtórnego przegrzewacza na skutek uderzenia wodnego podczas uruchamiania [4] Nieprawidłowy dobór zamocowań został omówiony w publikacji [1]. W niniejszym artykule zwrócono uwagę na optymalne rozmieszczenie zamocowań. Prawidłowo zaprojektowana trasa rurociągu wymaga dobrego podparcia długich odcinków poziomych rurociągów. Liczba projektowanych podparć wynika z podziałów budowlanych (odległości pomiędzy słupami nośnymi kotłowni lub maszynowni np. 6,0 m). Najczęściej jest to wystarczające, ale nie można mechanicznie przenosić podziału budowlanego na rozmieszczenie zamocowań. Przykładem obwiśnięcia rurociągu z powodu zbyt małej liczby podparć jest rurociąg pary świeżej (rys. 11), dla którego 6-metrowy odstęp pomiędzy zawieszeniami okazał się niewystarczający. Rys. 9. Termoszokowe pęknięcia rurociągu pary wtórnie przegrzanej w rejonie nieprawidłowo działającego odwodnienia [9] Rys. 11. Ugięty długi poziomy odcinek rurociągu pary świeżej strona 108 (20) (11) lipiec 2007

9 Na rysunku 12 pokazano ten sam rurociąg po korekcie wstępnej. Pełna korekta trasy nastąpi po sukcesywnym doregulowaniu sprężyn zawieszenia dwukolumnowego poziomego [9] w stanie gorącym rurociągu. obszary z zalegającymi skroplinami, tzw. kieszenie, które z kolei są przyczyną wspomnianych uderzeń wodnych. Mały przeciwspad montażowy często po długotrwałej eksploatacji przechodzi w stale pogłębiający się przeciwspad, który najczęściej występuje bezpośrednio za relatywnie długim odcinkiem pionowym rurociągu. Na rysunkach pokazano przykłady przeciwspadów wynikających z pozornie błahych błędów montażowych. Przeciwspady rurociągów najlepiej jest wykonać na podstawie wyników pomiarów geodezyjnych rurociągów z dobrze zaprojektowanym układem reperów. Rys. 12. Korekta trasy rurociągu pary świeżej polegająca na zabudowie poziomego zawieszenia sprężynowego, dwukolumnowego Nieprawidłowości trasy rurociągów powstałe na etapie montażu Montaż długich odcinków poziomych Najczęstszym, i niestety powtarzającym się, błędem popełnianym w czasie montażu rurociągów jest zbyt mały lub wręcz przeciwny spad poziomych odcinków rurociągów. Dobra praktyka inżynierska wskazuje, że rurociąg powinien mieć spad 2 5 w kierunku przepływu czynnika lub w kierunku najbliższego odwodnienia. W projektach najczęściej pojawia się symbol 3. Spady przeciwne powodują, że na trasie rurociągu mogą wystąpić Rys. 14. Przeciwne spady na obu nitkach rurociągu pary do wtórnego przegrzewacza [7] Rys. 13. Kieszenie na dwóch poziomach rurociągu pary świeżej [6] Rys. 15. Przeciwspady na prawej nitce rurociągu pary świeżej [8] lipiec strona 109 (21) (12)

10 Montaż kolan nierozwartych Błędem montażowym mającym wpływ na prawidłowość trasy rurociągu, w tym wypadku powodującym powstawanie kieszeni, jest zabudowa kolan nierozwartych pomiędzy pionowym a poziomym odcinkiem rurociągu. Jeżeli na odcinku pionowym nie ma podpory stałej względem osi pionowej lub niepodparty odcinek pionowy jest relatywnie długi, przeciwspad pogłębia się w czasie eksploatacji. Przykładem takiej sytuacji jest przeciwspad na rurociągu pary wtórnie przegrzanej (rys. 16) [9]. Usuwanie takiej nieprawidłowości jest kłopotliwe, bo nie wystarczy skrócenie pionowego odcinka rurociągu, należy jeszcze rozewrzeć kolano. Są to kosztowne i pracochłonne operacje technologiczne. Prosta, ale nie zawsze możliwa do wykonania jest zabudowa bezobsługowego odwodnienia. Schemat postępowania w tej sytuacji pokazano na rysunku 17 [10]. Projektując bezobsługowe odwodnienie należy pamiętać o tym, by króciec wprowadzający skropliny do niżej położonych partii rurociągu miał konstrukcję specjalną, zapobiegającą ściekaniu zimnej wody po ściankach rurociągu lub był włączony w istniejący system odwodnień. Nieprawidłowości trasy rurociągów powstałe podczas eksploatacji Wieloletnie doświadczenie Pro Novum związane ze stałym nadzorem diagnostycznym [11, 12] dowodzi, że sposób eksploatacji ma istotny wpływ na charakter spadów poziomych odcinków rurociągów. Konsekwentne sprawdzanie stanu i regulacji zamocowań wraz z jej ewentualną korektą pozwala na zapobieganie przeciwspadom, często także na ich eliminację (rys. 18). Brak przeglądów uniemożliwia podjęcie działań zapobiegawczych (profilaktyka), co z kolei prowadzi do pogłębiania się przeciwspadów (rys. 19). Rys. 16. Przeciwspad za kolanem 89 na rurociągu pary wtórnie przegrzanej Rys. 17. Bezobsługowe odwodnienie rurociągu pary wtórnie przegrzanej schemat Rys. 18. Prawidłowe spady rurociągu z kotła do kolektora po przeprowadzonej regulacji zamocowań opartej na analizie wyników okresowych pomiarów geodezyjnych [6] strona 110 (20) (13) lipiec 2007

11 Rys. 19. Przeciwspad, który powstał i pogłębił się w czasie eksploatacji [5] Podsumowanie Nieodwodniony rurociąg narażony jest w czasie uruchomienia na uderzenie wodne, które może prowadzić do poważnej awarii, dlatego należy dążyć do skutecznego odwodnienia rurociągów. Może je zapewnić systematyczna profilaktyka lub korekta trasy rurociągu. Działania profilaktyczne Bezpieczna eksploatacja rurociągów wymaga przeciwdziałania powtarzaniu przeciwspadów lub gdy takie zaistnieją, skutecznego odwadniania rurociągu. Można to uzyskać w wyniku okresowych przeglądów i korekt regulacji zamocowań prowadzonych na podstawie analizy wyników pomiarów geodezyjnych. Remontowe Usunięcie negatywnych skutków eksploatacyjnych przeciwspadów wymaga: korekty trasy rurociągu lub zabudowy bezobsługowego odwodnienia. Wybór jednego z podanych sposobów usuwania zalegających skroplin wymaga gruntownej analizy sytuacji technicznej i ekonomicznych aspektów przedsięwzięcia. Projekt korekty trasy lub rozbudowy odwodnienia powinien być uzgodniony z Dozorem Technicznym. LITERATURA [1] Brunné W. : Zamocowania rurociągów wysokoprężnych i wysokotemperaturowych po długotrwałej eksploatacji. VII Sympozjum Informacyjno-Szkoleniowe Diagnostyka i remonty długo eksploatowanych urządzeń energetycznych. Ustroń, październik [2] Sprawozdanie Pro Novum nr /2005, praca niepublikowana [3] Sprawozdanie Pro Novum nr /2005, praca niepublikowana [4] Sprawozdanie Pro Novum nr 5.231/1993, praca niepublikowana [5] Sprawozdanie Pro Novum nr /2006, praca niepublikowana [6] Sprawozdanie Pro Novum nr /2005, praca niepublikowana [7] Sprawozdanie Pro Novum nr /2005, praca niepublikowana [8] Sprawozdanie Pro Novum nr /2004, praca niepublikowana [9] Sprawozdanie Pro Novum nr /2004, praca niepublikowana [10] Technologia Pro Novum nr T /2004, do użytku służbowego [11] Brunné W.: Wytyczne nadzoru stanu rurociągów elektrowni. Energetyka 1996, nr 5 [12] Brunné W.: Stały nadzór nad stanem rurociągów wysokoprężnych w elektrowniach i elektrociepłowniach. Energetyka 1999, nr 11 q lipiec strona 111 (21) (14)

12 Alfred Śliwa, Paweł Gawron Pro Novum, Katowice Uszkodzenia korozyjne wężownic przegrzewaczy pary W ostatnich kilku latach coraz częściej obserwuje się uszkodzenia wężownic przegrzewaczy pary. Występują one zarówno na przegrzewaczach pary świeżej jak również na przegrzewaczach pary wtórnej. W pewnym stopniu wiąże się to z faktem, że czas pracy elementów kotłów o długoletnim okresie eksploatacji zbliża się do końca okresu obliczeniowego, a występujące uszkodzenia są wynikiem procesu starzenia materiałów. Własności mechaniczne stali energetycznych, takie jak sprężystość, granica plastyczności, wytrzymałość czy udarność ulegają obniżeniu. Wzrasta szybkość procesów pełzania i pękania oraz występuje zjawisko kruchości materiału. Na szybkość procesu starzenia metalu, z którego są wykonane wężownice przegrzewaczy, ma wpływ nie tylko temperatura pary i wielkość naprężeń, ale także zmęczenie mechaniczne i cieplne materiałów związane z liczbą uruchomień i odstawień kotła. Sposób eksploatacji bloków energetycznych w nietypowych warunkach, takich jak: niska moc bloku, krótkie okresy eksploatacji, wymuszanie szybkich zmian obciążeń, w znaczący sposób wpływa na zwiększenie liczby uszkodzeń elementów kotła, w tym wężownic przegrzewaczy pary. Zwłaszcza wężownice przegrzewaczy pary wtórnej pracują w wyjątkowo trudnych warunkach temperaturowych. W stanach nieustalonych pracy bloku (zmiany obciążeń) przez przegrzewacze przepływa okresowo mniejsza ilość pary o zmniejszonym ciśnieniu, co powoduje, że chłodzenie wężownic, które zależy od szybkości przepływu czynnika, jest niewystarczające i przyczynia się do wzrostu temperatury ścianki. Jeżeli temperatura ścianki przekroczy nawet nieznacznie wartości dopuszczalne dla określonej stali, z której wykonane są wężownice, następuje ubytek grubości ścianki wskutek korozji, a na powierzchni wewnętrznej szybko wzrasta grubość warstwy tlenkowej. Im większa częstotliwość występowania stanów nieustalonych, tym mniejsza trwałość wężownic przegrzewaczy pary wtórnej. Na uszkodzenia przegrzewaczy pary pierwszych stopni wpływ mają procesy korozyjne powodowane przepływem wilgotnej pary zawierającej agresywne sole i zanieczyszczenia tlenkowe wody kotłowej. Uszkodzenia te, będące wynikiem procesów korozji zmęczeniowej, umiejscowione są najczęściej na wewnętrznych powierzchniach kolan w obojętnej strefie gięcia. Na trwałość wężownic przegrzewaczy duży wpływ mają ponadto agresywne składniki spalin i popiołów, które powodują korozję zewnętrznych powierzchni rur przegrzewaczy oraz ich korozyjne i erozyjne uszkodzenia (np. tab. 1, rys. 1 4). Skład osadów na powierzchni zewnętrznej podgrzewaczy, % Tabela 1 O Na Mg Al Si P S K Ca Ti Fe Zn C O Na Mg Al Si S K Ca Ti Fe Zn 50,77 1,02 1,81 9,57 12,48 0,31 2,81 1,87 3,76 0,56 14,02 1,02 19,63 47,04 0,52 0,75 6,42 9,14 0,78 1,11 1,43 0,32 11,69 1,17 strona 112 (20) (15) lipiec 2007

13 Rys. 1 Rys. 2 Rys. 3 Rys. 4 Korozja wężownic przegrzewaczy od strony spalin W ostatnich latach w ramach działań diagnostycznych prowadzonych w Pro Novum coraz większy udział mają prace nad przyczynami uszkodzeń korozyjnych wężownic przegrzewaczy pary, umiejscowionych w rejonie przewału kotła. Szczególnie często ulegają uszkodzeniu przegrzewacze pary wtórnej, zazwyczaj umiejscowione w tych rejonach kotła. Pogorszone warunki pracy przegrzewaczy pary pierwotnej i wtórnej powodowane są głównie wzrostem temperatury spalin oraz wzrostem zawartości części palnych w popiele, które niejednokrotnie dopalają się w rejonie przegrzewaczy. Wpływ na to ma sposób niskoemisyjnego spalania wynikający z konieczności redukcji NO x w spalinach. Kontrolowane doprowadzanie powietrza do procesu spalania, utrzymywanie jednakowej temperatury spalin na całej wysokości komory paleniskowej, zła jakość spalanych węgli, lotny popiół zawierający agresywne związki siarki, sodu, chloru (osadzające się na wężownicach przegrzewaczy pary, których temp. metalu wynosi C) sprzyjają procesom korozyjnym i erozyjnym zachodzącym na powierzchni zewnętrznej wężownic przegrzewaczy. Są to procesy określane jako korozja wysokotemperaturowa przegrzewaczy pary powodująca ubytki grubości ścianek. Na rysunkach 5 8 przedstawiono wygląd i miejsca uszkodzeń powierzchni zewnętrznej rur przegrzewaczy pary. Uszkodzenia wężownic przegrzewaczy pary spowodowane przegrzaniem materiałów Gdyby wężownice przegrzewaczy pary pracowały w warunkach założonych przez konstruktora kotła, to ich obliczeniowy czas pracy powinien wynosić godzin. Niestety, rzeczywiste temperatury pracy przegrzewaczy, szczególnie w stanach nieustalonych, niejednokrotnie przekraczają temperatury obliczeniowe. W wyniku procesów utleniania zachodzących na powierzchni wewnętrznej rur przegrzewacza następuje szybki przyrost warstwy tlenków pogarszający proces wymiany ciepła. Stan ten powoduje ubytek grubości i wzrost naprężeń w materiale rury. Następstwem tego jest degradacja struktury rury i jej uszkodzenie. Na rysunkach 9 12 przedstawiono struktury materiału rur przegrzewaczy, które uległy uszkodzeniu. lipiec strona 113 (21) (16)

14 Rys. 5 Rys. 6 Rys. 7 Rys. 8 Rys. 9. Degradacja struktury z licznymi pustkami pełzaniowymi oraz deformacją ziarna Rys. 10. Wzrost ziarna, koagulacja i wydzielenia węglików, praca w temperaturach wyższych niż 700 C strona 114 (20) (17) lipiec 2007

15 Rys. 11. Struktura ferrytyczno bainityczną o wielkości ziarna ferrytu 8/9 i bainitu 7/9 wg PN-84/H-04507; wydzielenia węglików wewnątrz i po granicy ziaren Rys. 12. Struktura w obszarze wylizania struktura ferrytyczno bainityczna z licznymi wydzieleniami węglików na granicy ziaren Przyrost grubości warstwy tlenków na powierzchniach wewnętrznych rur przegrzewacza wpływa na pogorszenie warunków pracy metalu na skutek wzrostu temperatury ścianki. Każdy wzrost grubości warstwy tlenków o 0,015 mm podnosi temperaturę ścianki o 1 C. Prowadzi to w konsekwencji do przegrzania materiału rury i jej uszkodzenia. Sytuacja taka ulega dodatkowo pogorszeniu, jeżeli do pary przedostają się sole zawarte w wodzie kotłowej (zła praca separacji) lub zasilającej (wtryski). Występują wtedy dodatkowe procesy korozyjne, w wyniku których powstają osady, głównie fosforanów sodu i żelaza, osadzające się najczęściej w kolanach wężownic przegrzewaczy. Osady te ulegają spiekaniu zmniejszając przekrój czynny dla przepływającej pary. Wpływa to na ograniczenie odbioru ciepła w konsekwencji doprowadzając do uszkodzenia rur przegrzewacza. Na rysunkach pokazano rury przegrzewacza pary świeżej ze spieczonymi osadami. Znaczna liczba uszkodzeń przegrzewaczy pary wtórnej została również spowodowana zmniejszeniem przepływu pary na skutek ograniczonej drożności rur odspojonymi od powierzchni wewnętrznej tlenkami lub znajdującymi się w nich ciałami obcymi (zanieczyszczenia poremontowe). Rys. 13 Rys. 14 Rys. 15 Rys. 16 lipiec strona 115 (21) (18)

16 Rys. 17 Rys. 18 Rys. 19. Strona zewnętrzna Rys. 20. Strona wewnętrzna Na rysunkach 17 i 18 pokazano powierzchnie zewnętrzną i wewnętrzną rury przegrzewacza pary wtórnej II. Grubość warstwy tlenków na wewnętrznej powierzchni rury waha się w granicach 0,35 0,53 mm, co odpowiada ok g/m 2 tlenków. Na rysunkach 19 i 20 przedstawiono strukturę metalograficzną wymienionej rury z warstwą tlenków na jej powierzchni zewnętrznej i wewnętrznej. Im grubsza warstwa tlenków na powierzchni wewnętrznej rur przegrzewacza, tym mniej jest ona odporna na zmiany temperatury. Różnice w wydłużeniu cieplnym pomiędzy metalem a tlenkami powodują ich pękanie i odpadanie z powierzchni metalu. Odpadające tlenki mogą czopować kolana lub okolice spoin ograniczając przepływ pary, co w konsekwencji prowadzi do przegrzania rury. W wyniku opisanych zjawisk, jak również wzrastającej liczby uszkodzeń rur wężownic pary powstaje pytanie co w takiej sytuacji należy czynić, ażeby ograniczyć liczbę odstawień awaryjnych kotłów, a tym samym zwiększyć pewność ich pracy? Jakie rozwiązania techniczne przyjąć i czy należy: prowadzić procesy chemicznego czyszczenia rur przegrzewaczy pary eksploatowanych? wprowadzić procesy dmuchania kotłów w trakcie remontów bez chemicznego ich czyszczenia? chemicznie czyścić kotły wraz z przegrzewaczami pary i następnie prowadzić procesy dmuchania przegrzewaczy pary? Odpowiedzi na te pytania oczekuje się również od inżynierów chemików zatrudnionych w energetyce i ośrodkach badawczych działających w energetyce. Niniejszy artykuł jest głosem w dyskusji nad tym problemem i przedstawia stanowiska Pro Novum na ten temat. Chemiczne czyszczenie przegrzewaczy pary Z doświadczeń Pro Novum wyniesionych z pracy w Południowym Okręgu Energetycznym wynika, że przeprowadzenie chemicznego czyszczenia przegrzewaczy pary w kotłach długo eksploatowanych obarczone jest pewnym ryzykiem. Po takich procesach stwierdzano występowanie uszkodzeń wężownic przegrzewaczy na wskutek zatykania ich tlenkami i osadami, które nie zostały rozpuszczone w kwasie i nie udało się ich usunąć hydraulicznie z wężownic przegrzewaczy nawet przy zastosowaniu pomp o dużych wydajnościach. Im grubsze warstwy tlenków znajdujących się na powierzchniach wewnętrznych rur przegrzewaczy, tym większe trudności z ich wyprowadzeniem z wężownic i większe ryzyko awarii. Próby wydmuchiwania odspojonych w czasie chemicznego czyszczenia zanieczyszczeń z rur przegrzewacza nie kończyły się sukcesem. Pozytywne rezultaty czyszczenia powierzchni wewnętrznych wężownic przegrzewaczy w wyniku ich chemicznego czyszczenia i dmuchania uzyskiwano tylko dla przegrzewaczy nowych. Wyniki badań i pomiarów ilości tlenków i osadów w rurkach przegrzewaczy szeregu eksploatowanych kotłów wynoszące od g/m 2 rury (grubość osadów tlenkowych ok. 0,55 1 mm), dowodzą, że ryzyko związane z zastosowaniem procesu ich chemicznego czyszczenia i zapewnienia ich dalszej bezawaryjnej pracy jest duże. strona 116 (20) (19) lipiec 2007

17 W tej sytuacji należałoby się zastanowić i określić normy i zasady, przy jakich grubościach tlenków na powierzchniach wewnętrznych przegrzewaczy można stosować proces ich chemicznego czyszczenia. Jeżeli przyjąć taki kierunek działania, to zdaniem Pro Novum eksploatowane przegrzewacze należałoby oczyszczać chemicznie już przy ilości tlenków g/m 2, co odpowiada grubości ok. 0,2 mm. Proces dmuchania przegrzewaczy pary Tzw. dmuchanie eksploatowanych przegrzewaczy pary, mające na celu zmniejszenie grubości warstw tlenkowych w wężownicach przegrzewaczy, może być pewnym rozwiązaniem, chociaż trudno określić, na ile skutecznym. Na skuteczność tego procesu mają wpływ: struktura i grubość warstwy osadów, szybkość przepływu pary przez poszczególne rury przegrzewacza, parametry przepływającej pary, czas i liczba poszczególnych przedmuchiwań, rozwiązania technologiczne instalacji pomocniczej. Decydując się na przeprowadzenie procesu dmuchania przegrzewaczy pary o długim okresie eksploatacji należy założyć, że powinien maksymalnie usunąć osady tlenkowe znajdujące się na powierzchniach wewnętrznych rur przegrzewaczy. Jeżeli uwzględni się, że grubość warstw tlenkowych może być znaczna, czyli µm (i więcej), a głównym składnikiem jest magnetyt, to usunięcie ich będzie bardzo trudne. Obecnie stosowane technologie dmuchania przegrzewaczy nowych lub remontowanych, gdy głównym ich celem jest usunięcie luźnych zanieczyszczeń pomontażowych lub poremontowych, będą mało skuteczne w odniesieniu do kotłów długo eksploatowanych. Również ewentualne naruszenie zwartości struktur tlenkowych, a nie usunięcie ich z przegrzewaczy w procesie dmuchania może skutkować powolnym odspajaniem się ich od powierzchni w trakcie eksploatacji, skutkiem czego zanieczyszczenia te niesione z parą będą uszkadzały elementy części przepływowej turbin. Zdaniem Pro Novum chcąc wykorzystać dmuchanie kotła do usunięcia z powierzchni wewnętrznych przegrzewaczy nadmiernie nagromadzonej warstwy tlenków, należałoby prowadzić go przy parametrach: wydajność kotła 70 80%, prędkość przepływu pary w poszczególnych rurach przegrzewacza 1,5 wartości nominalnej. Należy zaznaczyć, że przy takich prędkościach wypływu pary znacznie przekracza się prędkość dźwięku. Z kolei od wykonujących dmuchania kotła żąda się dotrzymania wymagań ochrony środowiska dotyczących ograniczenia hałasu na granicy zakładu < 50 db. W celu spełnienia technologicznych parametrów przedmuchiwania kotła z jednoczesnym nieprzekraczaniem norm hałasu konieczne jest zastosowanie odpowiednio dużych tłumików. Ponieważ każdy tłumik jest również elementem dławiącym przepływ pary, musi być on skonstruowany tak, aby: zapewnił uzyskanie założonych parametrów, umożliwiał przepuszczenia zanieczyszczeń tlenkowych przez elementy dławiące hałas w tłumiku, zapewniał usuwanie z komory tłumika osadzających się tam zanieczyszczeń, spełniał wymagania norm hałasu, mógł być wielokrotnie wykorzystywany. Ponieważ wg rozeznania Pro Novum gabaryty takiego tłumika są bardzo duże, możliwe że celowe byłoby zainstalowanie w elektrowniach jednego tłumika, do którego kierowano by parę ze wszystkich kotłów. Pozwoliłoby to na przyjęcie zasady dmuchania kotłów po każdym remoncie kapitalnym lub przy stwierdzeniu przyrostu grubości warstwy tlenków w rurach przegrzewacza, np. powyżej 100 µm. Ponieważ obecnie jest możliwy pomiar grubości warstw tlenkowych na wewnętrznych powierzchniach rur przegrzewacza bez potrzeby dokonywania wycinków kontrolnych (usługę taką oferuje Pro Novum), decyzja o potrzebie ewentualnego dmuchania przegrzewaczy jest decyzją stosunkowo prostą. Należy zaznaczyć, że autorzy artykułu przedstawiając powyższe stanowisko i uwagi wynikające z własnych doświadczeń eksploatacyjnych wnoszą pewien głos do dyskusji nad potrzebą rozwiązania problemu uszkodzeń wężownic przegrzewaczy kotłów. Podsumowanie Obserwowane w ostatnim okresie zwiększenie liczby uszkodzeń wężownic przegrzewaczy pary ma związek z pracą tych elementów kotła w temperaturach okresowo znacznie przekraczających ich wielkości obliczeniowe, a nawet dopuszczalne. Dotyczy to szczególnie wężownic pary wtórnej. Niestabilne stany pracy bloków energetycznych powodują, że przez rury przegrzewaczy okresowo przepływa mniejsza ilość pary o mniejszym ciśnieniu, co wpływa na wzrost temperatury ścianki rur, ubytek ich grubości i przyrosty warstwy tlenkowej. Nadmierne wzrosty grubości warstwy tlenkowej są powodem temperaturowej degradacji struktury metalu, co w konsekwencji prowadzi do uszkodzeń rur wężownic przegrzewaczy. Dodatkowymi czynnikami wpływającymi na pogorszenie tego stanu, szczególnie w przegrzewaczach pary świeżej, są zanieczyszczenia i sole zawarte w wodzie kotłowej, przenoszone wraz z parą do rur na skutek np. złej pracy urządzeń separacji. W jaki zatem sposób i jakimi technologiami usuwać nadmierne ilości tlenków i osadów występujące na powierzchniach wewnętrznych rur przegrzewaczy i jak przeciwdziałać ich uszkodzeniom? Należy przedyskutować i zastanowić się czy stosować chemiczne czyszczenie przegrzewaczy, a jeżeli tak, to jakie przyjąć kryteria oceny stanu powierzchni wewnętrznej (jaka minimalna grubość warstwy tlenków) przed podjęciem takiej decyzji. Czy można skutecznie stosować przedmuchiwanie przegrzewaczy i przy jakich parametrach? A może należałoby stosować okresowo oba rozwiązania? Literatura [1] Sprawozdania Pro Novum z ocen stanu technicznego elementów kotłów z lat Katowice, ul. Czajek 41 www. pronovum.com.pl enter@pronovum.com.pl lipiec strona 117 (21) (20)