Uwarunkowania wynikające z dyrektyw unijnych oraz prawa krajowego jednoznacznie wskazują, które jednostki wytwórcze będą mogły dalej pracować i dla których eksploatacja będzie wiązała się z inwestycjami w dodatkowe instalacje lub modernizacje. Planując budżet na inwestycje związane z dostosowywaniem urządzeń do wymogów środowiskowych należy mieć pewność, że ich stan techniczny pozwoli na eksploatację w zakładanym horyzoncie czasowym. Dyspozycyjność urządzeń energetycznych zależy bowiem głównie od ich rzeczywistego stanu technicznego.

Stan techniczny urządzeń nieobjętych modernizacjami
    Spełnienie wymogów prawa i ewentualne dobudowanie instalacji i urządzeń w celu wydłużenia możliwości produkcji energii ze starych jednostek nie gwarantuje powodzenia takiego przedsięwzięcia. Problemem może się bowiem okazać nieodpowiedni stan techniczny urządzeń nie objętych modernizacjami powodujący częste odstawienia awaryjne, a co za tym idzie – słabą dyspozycyjność całego zakładu.
    Kluczowe urządzenia, zwane elementami krytycznymi, w ramach przedłużania żywotności najczęściej poddaje się gruntownym modernizacjom lub przynajmniej remontom kapitalnym obejmującym wymianę większości elementów składowych i – jak w przypadku walczaków lub kadłubów turbin – rewitalizację poprawiającą własności materiałowe. Powodem tych przedsięwzięć jest nie tylko stan techniczny urządzeń – często mają na celu zwiększenie sprawności, podniesienie mocy, polepszenie wskaźników dyspozycyjności itp. W efekcie, po gruntownej modernizacji mamy do czynienia z urządzeniami, których kluczowe elementy takie jak kocioł, turbina, generator są właściwie nowe, a wykonawcy gwarantują dla nich żywotność rzędu kolejnych 200 tys. godzin od momentu modernizacji. Jeśli zabiegi modernizacyjne zostaną poprawnie zaprojektowane i odpowiednio wykonane, mówimy o zwiększeniu żywotności urządzenia do 400 tys., a nawet 500 tys. godzin.
Urządzenia i instalacje pomocnicze z reguły są pomijane w planach modernizacji, a ich stan techniczny (jeżeli spełniają wymagania technologiczne) przyjmuje się jako zadowalający.
    Mając powyższe na uwadze, do podstawowych ograniczeń związanych z wydłużaniem żywotności bloków energetycznych zalicza się:
• błędy konstrukcyjne lub montażowe powstałe na etapie budowy urządzeń nie objętych modernizacją;
• zły stan techniczny instalacji nieobjętych modernizacją wywołany dotychczasową eksploatacją;
• zmiana sposobu spalania mogąca spowodować zwiększone zużywanie niektórych elementów (np. powierzchni ogrzewalnych);
• zwiększenie parametrów turbozespołów powodujące przyspieszone zużycie kadłubów i wirników turbin;
• brak koncepcji na monitorowanie szybkości degradacji niezmodernizowanych urządzeń i instalacji, a w efekcie – brak wiedzy na temat ich stanu technicznego;
• stosowanie materiałów o przeszacowanych możliwościach eksploatacyjnych, problemy związane ze spawalnością nowych gatunków materiałów;
• stosowanie mniejszych naddatków na grubościach ścianek.

    Tab. 1. Podsumowanie wyniku prac wykonanych w zakresie oceny stanu technicznego instalacji podturbinowych jednego z bloków energetycznych.

    Znajomość procesów niszczenia jest podstawą właściwej oceny stanu technicznego urządzeń, służącej prognozowaniu warunków ich dalszej eksploatacji. Stan techniczny urządzeń i instalacji przyjmuje się jako zadowalający, jeśli w wyniku dotychczasowej eksploatacji nie ulegały awariom i nie sprawiały trudności eksploatacyjnych służbom eksploatacji. Do tej grupy urządzeń należą instalacje podturbinowe i rurociągi wody zasilającej wraz z ich armaturą, systemami zamocowań i układami odwodnień. Dla przykładu w tab. 1 zamieszczono zestawienie ilości skontrolowanych elementów instalacji podturbinowych bloku energetycznego, którego w ramach przedłużania żywotności poddano ocenie stanu technicznego. Z oceny wynika, że blisko 20% elementów kontrolowanych instalacji wymaga naprawy. Wprawdzie w przytoczonym przykładzie usterki były nieznaczne, a ich naprawa stosunkowo prosta, jednak w trakcie dalszej eksploatacji mogłyby doprowadzić do poważnych awarii i zagrozić zdrowiu lub życiu pracowników obsługi.

Fot. 1. Wewnętrzna powierzchnia komory wylotowej p.p. III-go st. Czas pracy około 250 tys. godz. Nieprawidłowo przetopiona grań spoiny. Po lewej stronie widoczne wskazanie liniowe. Wada została zlokalizowana w dolnej części spoiny [1].

Błędy konstrukcyjne lub montażowe powstałe na etapie budowy
    Aby zdiagnozować błędy powstałe na etapie montażu urządzeń, należy zwrócić szczególną uwagę na stan techniczny złączy spawanych. Jakość spoin wytwarzanych 30 lat temu budzi wiele zastrzeżeń w przypadku kluczowych elementów takich jak komory przegrzewaczy czy też główne rurociągi parowe (fot. 1 i 2). Mimo że elementy te są poddawane okresowym rewizjom narzucanym przez UDT, często spotyka się na tych instalacjach dyskwalifikujące błędy montażowe. Nawet jeśli wady spoin powstałe na etapie wytwarzania w opinii fachowców branżowych nie limitują bezpiecznej eksploatacji i nie powodują zagrożenia w postaci pęknięć eksploatacyjnych, to zgodnie z aktualnymi przepisami i tak wymagają naprawy. Jest to problem występujący na szeroką skalę, dotyczący dużej ilości złącz wytworzonych według nieakceptowanych obecnie technologii spawalniczych. [2]

Fot. 2. Wewnętrzna powierzchnia rurociągu pary świeżej w obrębie zasuwy odcinającej. Czas pracy około 180 tys. godz. Miejscowe braki przetopu i nadmierna wklęsłość grani [1].

    Natomiast instalacje o mniejszych parametrach przeważnie nie podlegają żadnej kontroli i nie jest znany ich wyjściowy stan techniczny (nawet jeżeli w przeszłości były wykonywane badania defektoskopowe, to z dużo mniejszą dokładnością). Wynik oceny stanu takich instalacji z reguły jednoznacznie wskazuje na konieczność wykonania naprawy. Przykładowo dotyczy to układów wody zasilającej eksploatowanych bloków, dla których można stwierdzić niezgodności powstałe na etapie wytwarzania (fot. 1, 2, 3) oraz powstałych w trakcie wieloletniej eksploatacji (rys. 3).
    Rysunek nr 1 przedstawia przykład odcinka rurociągu eksploatowanego ponad 20 lat, dla którego nieprzewidziano odwodnienia na etapie projektowania. Stan techniczny powierzchni wewnętrznej w takim przypadku oraz możliwości regulacyjne armatury pozostawiają wiele do życzenia.
    Historia eksploatacji, jeden z kluczowych elementów oceny stanu technicznego urządzeń i instalacji, często bywa zaniedbywana – dokumentacja projektowa jest niepełna, brak danych dotyczących warunków eksploatacji, awarii, modernizacji, remontów i wyników badań diagnostycznych. Dodatkowo wymiana pokoleniowa pracowników eksploatacji powoduje, że nikt nie jest w stanie powiedzieć co, kiedy i dlaczego było wymieniane lub naprawiane. Nieznajomość rzeczywistych własności materiału oraz wyjściowego stanu technicznego urządzeń powoduje konieczność wykonania badań mających na celu potwierdzenie oczekiwanych własności lub wykonania obliczeń sprawdzających, czy materiał o obniżonych własnościach sprosta zakładanym warunkom pracy.

Fot. 3. Spoina króćca odpowietrzenia instalacji wody zasilającej. Wadliwie położona spoina króćca [1].

Ograniczona żywotność elementów pracujących w warunkach pełzania
    Dla pozostawianych elementów pracujących w warunkach pełzania dużą niewiadomą jest jeden z podstawowych parametrów wytrzymałościowych tego typu urządzeń, czyli czasowa wytrzymałość na pełzanie. Katalogi zamieszczone w normach materiałowych nawet dla nowszych materiałów kończą się na 250 tys. godzin, w starszych normach (np. PN-75/H-84024) podawano tę wartość dla maksymalnie 200 tys. godzin. Należy zauważyć, że dzisiejsze badania wykazują niedoszacowanie tych własności w przypadku tradycyjnych materiałów – materiał elementów wykonanych np. z 13HMF, 10H2M czy 15HM poddawanych długotrwałej eksploatacji wykazuje dużo lepsze własności, co dzięki dodatkowym naddatkom na grubościach ścianek przekłada się na możliwość ich wydłużonej eksploatacji. Inaczej sprawa ma się z materiałami nowszej generacji. Niektóre źródła podają przeszacowanie własności stali z grupy wysokostopowych, chromowo – molibdenowo – wanadowych, takich jak X20CrMoV12-1 i wskazują, że nie będzie możliwa długoterminowa eksploatacja elementów z nich wykonanych, tak jak to ma miejsce w przypadku tradycyjnych materiałów. Dodatkowo, jak w przypadku stali P91, występują spore problemy z dotrzymaniem rygorystycznych technologii spawania elementów powodujące ich pękanie.

Rys. 1. Fragment układu rurociągu wody zasilającej nieposiadający odwodnienia [1].

    Nie oznacza to jednak, że elementy wykonane z tradycyjnych gatunków materiałów mają nieograniczoną żywotność. Na podstawie wiedzy specjalistycznej i własnych doświadczeń „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o. stwierdzono na przykład, że często granicą bezpiecznej eksploatacji głównych rurociągów parowych wykonanych ze stali  13HMF jest około 250-300 tys. godzin, pomimo że wykonane z tej stali komory przegrzewaczy wykazują dużo większą żywotność. Gdy okres eksploatacji osiąga wartości graniczne, w rejonach najbardziej obciążonych kolan powstają pory pełzaniowe i mikronieciągłości (rys. 2). Dalsza praca takich elementów jest mocno ograniczona i wymaga z reguły wymiany fragmentów instalacji.
    Procesy związane z degradacją struktury elementów pracujących w warunkach pełzania materiału przebiegają latami, dlatego ich skutki będą widoczne dopiero po wieloletniej eksploatacji. Dane na temat eksploatacji urządzenia oraz wyniki badań diagnostycznych służą do prognozowania możliwości eksploatacyjnych. Istotnym elementem prognozowania jest analiza wyników poprzednich badań diagnostycznych oraz szacowanie szybkości degradacji materiałów w stosunku do stanu wyjściowego. Prędkości postępowania ubytków lub zmian strukturalnych obniżających własności wytrzymałościowe zastosowanych materiałów można określić jedynie na podstawie sukcesywnej analizy wyników kolejnych badań, dlatego konieczne jest zbieranie i archiwizowanie maksymalnej ilości materiałów dotyczących stanu wyjściowego materiału elementów instalowanych w ramach modernizacji. Wskazane jest zebranie z każdej partii materiału danych dotyczących stanu struktury, własności wytrzymałościowych, rzeczywistej grubości, owalizacji, ugięcia itp. Dane te posłużą w przyszłości do precyzyjnego określania ubytku trwałości urządzenia. Stan wyjściowy uwarunkowany jest bowiem składem chemicznym materiału i przebiegiem procesu wytwarzania (wytop, przeróbka plastyczna, obróbka cieplna, spawanie). Z uwagi na złożone czynniki technologiczne procesu wytwórczego stan ten może być znacznie zróżnicowany dla danego gatunku materiału, a nawet w obrębie jednego elementu lub konstrukcji i w istotny sposób wpływa na jego przydatność eksploatacyjną.

Rys. 2. Liczne wskazania na korpusie trójnika „TR2” rurociągu wody zasilającej. Czas pracy około 250 tys. godz. Wskazania na spoinach obwodowych łączących trójnik z rurociągiem. Miejsca wskazań oznaczono obrysem koloru czarnego [1].

Ograniczona żywotność powierzchni ogrzewalnych w warunkach współspalania biomasy
    Współspalanie biomasy w konwencjonalnych kotłach pyłowych jest jedną z przyczyn zwiększonej awaryjności tych jednostek. Spowodowane jest to głównie faktem, że materiały na wężownice przegrzewaczy pary i ekrany na etapie projektowym dobierane były pod dobrze znane warunki pracy – spalanie węgla, gdzie głównym związkiem odpowiedzialnym za niszczenie rur (po stronie spalania) jest siarka i jej związki zawarte w paliwie. Dotyczy to doboru zarówno materiału rur, jak i ich odpowiedniej grubości nominalnej, które zapewniają przenoszenie zadanych obciążeń w zakładanych warunkach pracy. Skutki niszczenia rur powierzchni ogrzewalnych kotłów przy współspalaniu biomasy są tak znaczne, że czasami skracają ich żywotność do 2-3 lat! [4]. Agresywne warunki spalania powodują, że powierzchnie te należą do najbardziej awaryjnych elementów kotłów, zwłaszcza przy współspalaniu biomasy pochodzenia „agro” w konwencjonalnych kotłach pyłowych. Mechanizmy korozji i erozji powierzchni ogrzewalnych prowadzą do awarii związanych głównie z pocienieniem na grubości ścianek rur, co powoduje ich rozszczelnienie. O ile efektów działania korozji na materiał rur nie trzeba specjalnie udowadniać, to właściwe zabezpieczenie przed jej skutkami wymaga znajomości mechanizmów jej postępowania. Monitorowanie stanu technicznego ekranów i przegrzewaczy kotłów współspalających biomasę jest jedynym sposobem na ograniczenie awarii. Należy jednak mieć świadomość, że współspalanie biomasy jako sposób na produkcję energii ze źródeł odnawialnych wskutek przyszłych zmian w przepisach może stać się nieopłacalne, a zniszczenia, jakie spowoduje w kotłach i tak trzeba będzie naprawiać.

Rys. 3. Graficzna interpretacja wartości naprężeń długotrwałych fragmentu rurociągu pary świeżej wykonanego z 13HMF. Czas pracy około 250 tys. godz. W obszarach o najwyższych obliczonych naprężeniach długotrwałych zaobserwowano zmiany dekohezyjne [1,3].

Podsumowanie
    Diagnostyka powinna być ściśle powiązana z prognozowaniem. Dokonywana na podstawie wyników badań diagnostycznych ocena stanu technicznego umożliwia przewidywanie zachowania się materiału elementów urządzeń w stosunkowo długim okresie dalszej eksploatacji w zadanych warunkach roboczych. Powinna się opierać na określeniu tempa degradacji i tendencji do występowania uszkodzeń zarówno w oparciu o dotychczasowe, jak i przewidywane warunki eksploatacji oraz parametry robocze. Zapewnienie odpowiedniej dyspozycyjności i pewności ruchowej urządzeń musi uwzględniać stan techniczny instalacji pomocniczych i towarzyszących, które nie są objęte modernizacją. Planowanie wydłużonego okresu eksploatacji tych urządzeń (często przy większych wydajnościach lub parametrach), bez wiedzy o ich rzeczywistym stanie technicznym, to jeden z podstawowych błędów, który może spowodować stopniowe zmniejszanie dyspozycyjności, wzrost awaryjności i nieprzewidziane wydatki związane z wymianą fragmentów instalacji.
    Mając na uwadze wysoką dyspozycyjność eksploatowanych elementów w perspektywie konwersji kotła na spalanie większej ilości biomasy i eksploatacji przez dalsze lata, konieczna może okazać się wymiana wszystkich rur ekranowych w komorze paleniskowej oraz wężownic przegrzewaczy pary. Decyzja ta uzależniona będzie w głównej mierze od rzeczywistego stanu technicznego rur. Zapasy grubości ścianek wężownic przy współspalaniu biomasy powinny być większe niż w przypadku tradycyjnego spalania węgla. Należy się również zastanowić nad zastosowanymi materiałami rur poszczególnych przegrzewaczy, gdyż w momencie konwersji bloków na spalanie wyłącznie biomasy będą zachodziły nowe zjawiska korozyjno-erozyjne w pewnych rejonach oraz korozja wysokotemperaturowa powodująca przyspieszoną ich degradację. Szczególną uwagę należy zwrócić na ilości związków chloru zawarte w biomasie pochodzenia rolniczego.
    Modernizacje i remonty kapitalne oraz inwestycje związane z dostosowywaniem pracujących urządzeń do wymogów środowiskowych mają na celu długoterminową produkcję energii.
    Postoje remontowe wiążą się ze sporymi stratami finansowymi spowodowanymi brakiem przychodu z tytułu pracy bloków. Dodatkowo, w wyniku oceny stanu technicznego pozostających urządzeń mogą zostać stwierdzone wady wymuszające natychmiastową naprawę lub wymianę całych elementów, co może skutkować kolejnym wydłużeniem postoju modernizacyjnego lub remontowego – dlatego prace te należy zaplanować i wykonać odpowiednio wcześnie.

Literatura:
[1] Jasiński A., Kwiecień M., Zaczkiewicz T., Sobota P., Goławski A., Paryż D.: Sprawozdania oraz wyniki prac pomiarowych i badawczych, opracowania „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o., Gliwice 2009–2012 (niepubl.).
[2] Jasiński A.: Diagnostyka i ocena stanu technicznego kotłów sposobem na ich bezpieczna eksploatację, „Energetyka Cieplna i Zawodowa” 2012, nr 5.
[3] Jasiński A.: Modelowanie rozkładu naprężeń w systemie diagnostycznym rurociągów pracujących w warunkach pełzania, „Energetyka” 2012, nr 2.
[4] Jasiński A., Kwiecień M.: Trwałość wężownic przegrzewaczy pary i ekranów kotłów w perspektywie ich dalszej eksploatacji przy współspalaniu biomasy, „Energetyka” 2011, nr 11.

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

Fot. i rys.: Energopomiar Sp. z o.o.

Artykuł został opublikowany w magazynie "ECiZ" nr 7-8/2012