Czynniki ograniczające trwałość rurociągów parowych. Sposoby ich eliminacji

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 powinny być wykonywane sukcesywnie, uwzględniając wszystkie zagrożenia wywołane czynnikami limitującymi ich trwałość. Wszelkie niezgodności powinny być eliminowane natychmiastowo, co przełoży się nie tylko na bezpieczeństwo eksploatacji, ale również na wydłużenie czasu eksploatacji, czyli żywotność instalacji. W niniejszym opracowaniu celowo pokazano większość niezgodności wykrytych w trakcie jednej rewizji na obiekcie, aby zobrazować skalę zagrożenia dla innych instalacji, pomimo poddawania ich wcześniejszym rewizjom.

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:

  • nieodpowiednią jakość złącz spawanych – brak pełnego przetopu, wtrącenia żużla, porowatość, przesunięcia krawędzi, podtopienia, nierówność lica, nieodpowiednia struktura materiału wynikająca z niedotrzymania warunków obróbki cieplnej,
  • wady kolan powstałe w procesie gięcia – nadmierna owalizacja, pocienienie, pofałdowanie powierzchni, odwęglenie warstwy powierzchniowej,
  • wady trójników powstałe z procesu odlewania – wtrącenia niemetaliczne, segregacja, pustki, zróżnicowanie struktury,
  • nieprawidłowa geometria – złe kierunki spadków, miejscowe załamania lub ugięcia na poziomych odcinkach,
  • niezgodności zawieszeń – niezdjęte blokady, źle dobrane typy zamocowań ograniczające dylatację cieplną, podtopienia przy spoinach mocujących klocki oporowe i ograniczniki ruchu, obejmy zlokalizowane na elementach kształtowych.

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. 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].

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].

Bywa, że dokumentacja koncesyjna nie odpowiada stanowi rzeczywistemu w zakresie lokalizacji i ilości złącz spawanych albo rozmieszczenia i typu zamocowań, co w znaczący sposób utrudnia rzetelną ocenę stanu instalacji bez pełnej inwentaryzacji i rozizolowania 100% rurociągu. Przeważnie powyższe niezgodności są sukcesywnie eliminowane w ramach okresowych kontroli, jednak doświadczenia pokazują, że zdarzają się one nawet mimo okresowych rewizji i to w przypadku rurociągów eksploatowanych ponad obliczeniowy czas pracy. Na taki stan rzeczy niewątpliwie wpływa brak jednoznacznych regulacji w tym zakresie. W skrajnym przypadku wiedza dostępna o rurociągu ogranicza się do kilku wybranych kształtek. Do niedawna kontrola stanu systemu zawieszeń odbywała się na podstawie oględzin wizualnych i to tylko w łatwo dostępnych miejscach.

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.

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. 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].

Rys. 4 Szereg wskazań liniowych na zasuwie rurociągu pary wtórnie przegrzanej z kotła typu OP-380. Czas eksploatacji – 190 tys. godzin [3].

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 wzrostem czasu pracy ulega obniżeniu. Powoduje to, że 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 fakcie 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. Są co prawda dane dla odpowiedników, jednak niewskazane jest stosowanie ich do obliczeń starych instalacji, gdyż własności stali i ich odpowiedników nieco się różnią.

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].

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].

Interpretacja wyników badań objętościowych, takich jak ultradźwiękowe i radiograficzne, przysparza problemów w przypadku stwierdzenia wad spawalniczych po długoletniej eksploatacji. Zgodnie z obowiązującymi przepisami, spoiny muszą spełniać kryterium klasy B, w przeciwnym razie powinny być naprawione. W kraju istnieją jednak różne podejścia do tego zagadnienia – te najbardziej liberalne dopuszczają drobne wady, mimo niespełnienia wymogów, argumentując, że nie zagrażają eksploatacji ponieważ przepracowały już długi okres. Trzeba jednak mieć na uwadze obniżanie wytrzymałości materiału w wyniku długotrwałej eksploatacji, co może 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. Wady wewnętrzne spoin usuwa się poprzez częściowe lub całościowe wyszlifowanie i pospawanie. Naprawione spoiny trzeba poddać badaniom.

Awarie bądź drobne usterki zamocowań zdarzają się dość często. Wynika to z faktu, że 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 jednak 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.

↓ Kliknij w grafikę, aby powiększyć ↓

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].

Rys. 5 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].

 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 mikropęknięć pełzaniowych w praktyce wiąże się z koniecznością wymiany elementu w szybkim czasie – 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 procesy dekohezji. Zyskuje się wtedy odpowiednio dużo czasu na przygotowanie się do wymiany. Skutki rozszczelnienia instalacji spowodowane pełzaniem mogą być katastrofalne, dlatego tak istotne jest prowadzenie profilaktyki w zakresie badań materiałowych rurociągów, obejmującej sukcesywne badania poprzedzone analizą stanów naprężeń na podstawie rzeczywistych przemieszczeń i kompensacji.

Wieloletnie doświadczenia z badań i oceny stanu technicznego, w tym prognozowania trwałości rurociągów parowych, pozwoliły opracować i wdrożyć do stosowania kompleksową metodykę diagnostyki i oceny uzyskanych wyników badań. Schematycznie sposób postepowania zamieszczono na rysunku 7. Na tej podstawie w praktyce do każdego przypadku podchodzi się indywidualnie poprzez:

  • opracowanie programu diagnostycznego konkretnej 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 pracującej 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.
Rys. 6 Metodyka oceny wyników badań elementów pracujących w warunkach pełzania materiału stosowana w ENERGOPOMIAR Sp. z o.o. [4, 5].

Rys. 6 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].

↓ Kliknij w grafikę, aby powiększyć ↓

Rys. 7 Metodyka oceny wyników badań elementów pracujących w warunkach pełzania materiału stosowana w ENERGOPOMIAR Sp. z o.o. [4, 5].

Rys. 7 Metodyka oceny wyników badań elementów pracujących w warunkach pełzania materiału stosowana w ENERGOPOMIAR Sp. z o.o. [4, 5].

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 badań, można w następnych okresach odpowiednio typować obszary najbardziej narażone na awarię, bez konieczności badania wszystkich elementów. Sukcesywna wymiana elementów uszkodzonych pozwala na wydłużenie żywotności całej instalacji i zwiększa bezpieczeństwo jej eksploatacji.

Autor: Artur Jasiński, Dyrektor Zakładu Chemii i Diagnostyki „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o.

Fot., rys.: zasoby własne autora

LITERATURA

  1. Jasiński A.: System diagnostyczny jako sposób na wydłużenie czasu bezpiecznej eksploatacji rurociągów parowych, „Energetyka” 2012, nr 9.
  2. Jasiński A.: Modelowanie rozkładu naprężeń w systemie diagnostycznym rurociągów pracujących w warunkach pełzania, „Energetyka” 2012, nr 2.
  3. Jasiński A., Kwiecień M., Sobota P., Goławski A. Sprawozdania oraz wyniki prac pomiarowych i badawczych, opracowania „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o., Zakład Chemii i Diagnostyki, Gliwice 2009-2014 (niepubl.).
  4. Hernas A., Dobrzański J.: Trwałość i niszczenie elementów kotłów i turbin parowych, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2003.
  5. Instrukcja badań i oceny stanu technicznego rurociągów pracujących w warunkach pełzania, opracowanie ENERGOPOMIAR Sp. z o.o. Gliwice, styczeń 2012 (niepubl.).