i sposoby ich eliminacji

Transkrypt

1 Artur Jasiński, Dyrektor Zakładu Chemii i Diagnostyki ENERGOPOMIAR Sp. z o.o. Czynniki ograniczające trwałość rurociągów parowych i sposoby ich eliminacji o k i e m e k s p e r t a Trwałość rurociągów parowych, czyli pozostały czas ich bezpiecznej eksploatacji, jest uwarunkowana rzeczywistym stanem technicznym oraz przyszłymi warunkami eksploatacji. W przypadku ich uszkodzenia (np. rozszczelnienie), poza znaczącymi skutkami finansowymi, mamy do czynienia z ogromnym zagrożeniem zdrowia i życia pracowników. Dzięki temu, że nadzór nad rurociągami sprawuje Urząd Dozoru Technicznego (UDT), na mocy Ustawy z dnia 21 grudnia 2000 r. o dozorze technicznym, właściciele obiektów energetycznych zobowiązani są do ich rejestracji i okresowych kontroli. Wciąż jednak w świetle przepisów nie ma jednoznacznych zasad, jakich należy przestrzegać, aby zapewnić bezpieczeństwo eksploatacji. Analizy stanu technicznego rurociągów parowych wady kolan powstałe w procesie gięcia nadmierna powinny być wykonywane sukcesywnie, uwzględniając wszystkie zagrożenia wywołane czynnikami limitującymi owalizacja, pocienienie, pofałdowanie powierzchni, odwęglenie warstwy powierzchniowej, ich trwałość. Wszelkie niezgodności powin- wady trójników powstałe z procesu odlewania ny być eliminowane natychmiastowo, co przełoży się nie tylko na bezpieczeństwo eksploatacji, ale również wtrącenia niemetaliczne, segregacja, pustki, zróżnicowanie struktury, na wydłużenie czasu eksploatacji, czyli żywotność instalacji. nieprawidłowa geometria złe kierunki spadków, W niniejszym opracowaniu celowo pokazano większość niezgodności wykrytych w trakcie jednej miejscowe załamania lub ugięcia na poziomych odcinkach, rewizji na obiekcie, aby zobrazować skalę zagrożenia niezgodności zawieszeń niezdjęte blokady, źle dobrane dla innych instalacji. typy zamocowań ograniczające dylatację ciepl- ną, podtopienia przy spoinach mocujących klocki oporowe Czynniki limitujące trwałość rurociągów Nawet w przypadku długo eksploatowanych rurociągów nie można wykluczyć istnienia niezgodności powstałych na etapie wytwarzania. Do głównych usterek tego rodzaju należy zaliczyć: i ograniczniki ruchu, obejmy zlokalizowane na elementach kształtowych. Bywa, że dokumentacja koncesyjna nie odpowiada stanowi rzeczywistemu, co w znaczący sposób utrudnia rzetelną ocenę stanu instalacji bez pełnej inwentaryzacji nieodpowiednią jakość złącz spawanych brak pełnego i rozizolowania 100% rurociągu. Doświad- przetopu, wtrącenia żużla, porowatość, przesunięcia krawędzi, podtopienia, nierówność lica, nieodpowiednia struktura materiału wynikająca z niedotrzymania warunków obróbki cieplnej, czenia pokazują, że rozbieżności zdarzają się nawet mimo okresowych rewizji i to w przypadku rurociągów eksploatowanych ponad obliczeniowy czas pracy. Na taki stan rzeczy niewątpliwie wpływa brak jednoznacz- 8

2 Rys. 1 Fałdy w strefie ściskanej kolana i wybrzuszenie przy spoinie na odcinku prostym rurociągu pary wtórnie przegrzanej z kotła typu OP-380 do stacji redukcyjno-schładzającej. Czas eksploatacji 190 tys. godzin [3]. Rys. 2 Stwierdzone podczas oględzin występowanie licznych rowków o ostrych krawędziach przejścia na rurociągu oraz pęknięcie na wskroś rurociągu pomiarowego. Rurociąg pary do wtórnego przegrzewu z kotła typu OP-380. Czas eksploatacji 190 tys. godzin [3]. nych regulacji w tym zakresie. W skrajnym przypadku wiedza dostępna o rurociągu ogranicza się do kilku wybranych kształtek. Do najbardziej typowych uszkodzeń eksploatacyjnych należy zaliczyć pęknięcia na spoinach obwodowych, kolanach i trójnikach oraz na otworach pod króćce. Te ostatnie często pojawiają się na wewnętrznej powierzchni, stąd, aby je stwierdzić, konieczna jest rewizja wewnętrzna. Utrudnienia w zakresie wprowadzenia końcówki endoskopu do wnętrza rurociągu powodują często, że zaniechuje się tych badań, co nie jest dobrą praktyką. Do tego celu wystarczy bowiem odciąć króciec odpowietrzenia, odwodnienia lub pomiarowy, albo w ramach przeglądu armatury wejść przez zdemontowany osprzęt wewnętrzny. Warto zawsze w ramach remontu lub wymiany armatury wykorzystać ten fakt i wykonać badania wnętrza rurociągu. Niezgodności powierzchniowe na złączach spawanych, łukach kolan, korpusach trójników, czwórników oraz armaturze, wykrywane są metodą magnetyczno-proszkową jej czułość jest wystarczająca, jednak nie pozwala na wykrycie mikropęknięć. Naprężenia występujące w trakcie eksploatacji powodują pojawianie się często kolejnych nieciągłości. Bywa, że usuwanie kolejnych wad podczas kolejnych inspekcji powoduje znaczne ubytki na powierzchni elementów. Jest to częsty problem trójników, a w przypadku kolan może spowodować konieczność przedwczesnej wymiany z uwagi na niewystarczającą grubość ścianki. Dla korpusów armatury i trójników często stosuje się napawanie ubytków, co pozwala na dalszą eksploatację bez konieczności wymiany. Należy pamiętać, że w przypadku rurociągów parowych pracujących w warunkach pełzania, minimalna wymagana grubość ścianki jest zależna od czasowej wytrzymałości na pełzanie, która wraz ze 9

3 Rys. 3 Wskazania liniowe na korpusie zasuwy i spoinie przy trójniku rurociągu pary wtórnie przegrzanej z kotła typu OP-380 do stacji redukcyjno-schładzającej. Czas eksploatacji 190 tys. godzin [3]. Rys. 4 Szereg wskazań liniowych na zasuwie rurociągu pary wtórnie przegrzanej z kotła typu OP-380. Czas eksploatacji 190 tys. godzin [3]. wzrostem czasu pracy ulega obniżeniu. Ubytek materiału powstały podczas rozszlifowania wskazań jest bezpieczny tylko do momentu osiągnięcia przez instalację określonego czasu pracy. Po tym czasie istniejąca grubość ścianki może być zbyt mała i element trzeba wymienić, nawet jeśli nie stwierdzi się kolejnych wskazań. Problem ten dotyczy również elementów niepoddawanych naprawom lokalne pocienienia powstałe np. w trakcie gięcia kolan mogą wymusić konieczność ich wymiany niezależnie od wyników pozostałych badań. Alternatywą może być jedynie obniżenie parametrów pracy. Dlatego też w przypadku instalacji pracujących ponad obliczeniowy czas, nie można zapomnieć o tym i należy sprawdzić, na ile wyliczona była minimalna grubość ścianki. Jeśli na 200 tys. godzin, to trzeba wykonać obliczenia z uwzględnieniem Rz/t dla 250 lub 300 tys. Problem w tym, że danych takich, dla typowych stali na rurociągi, nie ma w normach materiałowych. Interpretacja wyników badań objętościowych, takich jak ultradźwiękowe i radiograficzne, przysparza Fot. 1 Rozległe wyszlifowania po usunięciu wskazań w trakcie poprzedniej rewizji na trójniku rurociągu pary pierwotnej z OP-430. Czas eksploatacji 160 tys. godzin [3]. problemów w przypadku stwierdzenia po długoletniej eksploatacji wad spawalniczych. W kraju istnieją różne podejścia do tego zagadnienia te najbardziej liberalne dopuszczają drobne wady, mimo niespełnienia wymogów, argumentując, że nie zagrażają eksploatacji ponieważ przepracowały już długi okres. Obniżanie wytrzymałości materiału w wyniku długotrwałej eksploatacji może jednak spowodować, iż drobne wady spawalnicze będą zaczątkiem pęknięcia, które po osiągnięciu krytycznej wielkości doprowadzi do rozszczelnienia. Monitorowanie wad w ramach kolejnych rewizji może być niewystarczające, aby temu zapobiec, szczególnie w sytuacji lokalnego wzrostu wielkości naprężeń powstałych na skutek np. awarii zawieszenia. Awarie bądź drobne usterki zamocowań zdarzają się dość często. Niewiele firm zajmujących się diagnostyką posiada odpowiednie kompetencje i wiedzę w tym zakresie, często pomijając te badania lub ograniczając się do oględzin dostępnych zamocowań i podparć. Prawidłowa praca systemu zamocowań jest koniecznym warunkiem bezpiecznej eksploatacji ich usterki mogą powodować lokalne wzrosty wielkości naprężeń, wzmóc szybkość degradacji materiału, a w efekcie spowodować przyspieszone zniszczenie. Typowymi skutkami źle pracujących zamocowań są pęknięcia spoin obwodowych w okolicach przesztywnień oraz przyspieszone zmiany dekohezyjne materiału. Dlatego poza okresowymi badaniami, zamocowania powinny być przeglądane każdorazowo po odstawieniu i uruchomieniu rurociągu. Usterki trzeba eliminować najszybciej jak to możliwe. Dla długo eksploatowanych rurociągów (ponad 250 i 300 tys. godzin) wykonanych z typowych materiałów, takich jak 15HM, 10H2M, a zwłaszcza 13HMF, pracujących w temperaturze większej od granicznej, zmiany dekohezyjne w materiale są zjawiskiem normalnym i należy się ich spodziewać. Pojawienie się mikropęk- 10

4 Rys. 5 Graficzna interpretacja wskaźników naprężeń długotrwałych fragmentu rurociągu pary świeżej pracującego w układzie kolektorowym, dla którego nastąpiło pokazane na zdjęciu rozszczelnienie na spoinie obwodowej, w okolicy trójnika wskutek przekroczenia dopuszczalnych naprężeń [2, 3]. nięć pełzaniowych w praktyce wiąże się z koniecznością wymiany elementu nie później niż po roku eksploatacji. Pełzanie w ostatnim stadium, czyli makropęknięcia, eliminują całkowicie z dalszej eksploatacji elementy, dla których się je stwierdzi. Jednakże efekty pełzania można w odpowiednio wczesnym stadium wychwycić, a następnie monitorować. Zyskuje się wtedy czas odpowiedni na przygotowanie się do wymiany. Skutki rozszczelnienia instalacji spowodowane pełzaniem mogą być katastrofalne, dlatego tak istotne jest prowadzenie profilaktyki w zakresie badań materiałowych rurociągów, poprzedzone analizą stanów naprężeń rzeczywistych. Wieloletnie doświadczenia pozwoliły opracować i wdrożyć do stosowania kompleksową metodykę diagnostyki i oceny uzyskanych wyników badań. Schematycznie sposób postepowania zamieszczono na rysunku 6. W praktyce do każdego przypadku podchodzi się indywidualnie poprzez: opracowanie programu diagnostycznego konkret- Rys. 6 Metodyka oceny wyników badań elementów pracujących w warunkach pełzania materiału stosowana w ENER- GOPOMIAR Sp. z o.o. [4, 5]. 11

5 nej instalacji, z uwzględnieniem dokumentacji koncesyjnej, historii eksploatacji i wyników poprzednich badań, zatwierdzenie programu w UDT, wykonanie badań wytypowanych elementów i obliczeń wytrzymałościowych na podstawie rzeczywistych danych, wyznaczenie elementów wymagających natychmiastowej naprawy lub wymiany, określenie bezpiecznego czasu eksploatacji pozostałych elementów, określenie poziomu rzeczywistych naprężeń w pra- Rys. 7 Przykładowe zestawienie wyników badań i obliczeń dla kolan rurociągu głównego oraz prognoza ich trwałości na podstawie analizy wyników badań i obliczeń. Rurociąg pary wtórnie przegrzanej z kotła typu OP-380. Czas eksploatacji 190 tys. godzin [3]. cującej instalacji z uwzględnieniem rzeczywistych przemieszczeń, pracy systemu zamocowań i oddziaływania innych instalacji na analizowaną nitkę, określenie trwałości instalacji, zaleceń dot. dalszej eksploatacji i terminów kolejnych rewizji. Podsumowanie W praktyce przemysłowej awarie elementów ciśnieniowych, w tym rurociągów, są przeważnie efektem więcej niż jednego procesu niszczenia. Dlatego bardzo istotna jest eliminacja jak największej ilości zagrożeń, do jakich należy niewątpliwie zaliczyć wszelkie defekty powstałe przy produkcji i montażu oraz te, które są wynikiem eksploatacji. Mogą one bowiem w powiązaniu z nieodpowiednio prowadzoną eksploatacją, nadmiernym stanem naprężeń lub zmęczeniem materiału, doprowadzić do zniszczenia tych elementów, a w konsekwencji narazić życie i zdrowie ludzi. Koszty usuwania tego rodzaju awarii są znacznie większe niż wydatki na profilaktykę i naprawę we wczesnym stadium. Metody diagnostyczne w powiązaniu z odpowiednio wykonaną analizą obliczeniową nie muszą generować dużych wydatków, jeśli są wykonywane sukcesywnie i z głową. Dla eksploatowanych ponad obliczeniowy czas pracy rurociągów, konieczne jest jednak wykonanie badań 100% elementów i złącz, jeśli nie były wcześniej wykonane. Mając takie wyniki, można w następnych okresach odpowiednio typować obszary najbardziej narażone na awarię. Sukcesywna wymiana elementów uszkodzonych pozwala na wydłużenie żywotności całej instalacji i zwiększa bezpieczeństwo jej eksploatacji. Fot.,rys.: zasoby własne autora Pełna wersja artykułu oraz literatura, dostępne na: 12