การประเมิลหาอายุท่อใช้งานที่อุณหภูมิและแรงดันสูง โดยเทคนิค Omega

          การประเมิลหาอายุ (Remaining life assessment) ของท่อใช้งานที่อุณหภูมิและแรงดันสูง อย่าง Heater และ Boiler tube มักเป็นปัญหาทั้งในทางทฤษฎีและข้อปฏิบัติกันมายาวนานแล้วครับ ไม่ว่าจะเป็นการประเมิลอายุระยะเป็น ชั่วโมง, เป็นวัน หรือเป็นปี ก็ตาม ข้อมูลทั้งหลายล้วนแล้วแต่มาจากการออกแบบร่วมกับการคำนวณตามมาตรฐานและส่วนใหญ่ก็อ้างอิงจากมาตรฐาน API 530 ซึ่งเป็นการออกแบบทั่วๆ ไป และยังมีวิธีการคำนวณเพื่อประเมิลอายุอยู่อีกหลายวิธีครับ ส่วนใหญ่เป็นวิธีที่ล้าสมัยและยังไม่สมบูรณ์ เช่น Larson-Miller Parameter ซึ่งอ้างอิงตาม API 530 โดยเป็นมาตรฐานสากลยอมรับในการออกแบบ pressure and temperature part ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและโรงไฟฟ้า ซึ่งวิธีการประเมิลอายุต้องใช้ทั้งศาสตร์และศิลปะไม่แพ้ศาสตร์ของการวิเคราะห์ความเสียหาย (Failure analysis) ซึ่งต้องอาศัยเทคนิคอื่นๆ ประกอบมากมาย เช่น การตรวจวัดค่าความแข็ง, เปรียเทียบกับอายุ, หรือ การตรวจวัดการยืดตัวของการ creep (inelastic or plastic) เช่น การตรวจสอบและวัดขนาดเส้นผ่านศูนย์กลางท่อ, การใช้เทคนิคสุ่มตรวจ replica test เพื่อพิจารณาการเปลี่ยนแปลงทางโครงสร้างจุลภาคบริเวณพื้นผิวท่อเปรียบเทียบกับการเปลี่ยนแปลงที่ระบุใน TUV Standards หรือ Monkman grant constant แต่ยังไม่ใช่วิธีที่เป็นมาตรฐานของหลักการประเมิลอายุเท่าที่ควร เป็นเพียงแค่การสุ่มตรวจและพิจารณาถึงอัตราการเปลี่ยนแปลงทางโครงสร้างจุลภาค และสามารถตรวจสอบได้เฉพาะบริเวณพื้นผิวท่อเท่านั้นครับ

          จากที่ทราบข่าว และลองทำการศึกษาอยู่ระยะเวลาหนึ่งจึงทราบว่าทาง API ได้จัดตั้งคณะวิจัยเกี่ยวกับวัสดุภายใต้ชื่อ MPC (Many petroleum companies.) ขึ้นในปี 1986 (ประมาณ 25 ปี ที่แล้ว) ซึ่งเริ่มต้นโดยมี API เป็น committee ทำการวิจัยภายใต้โครงการที่ชื่อ Omega Project โดยทำการทดสอบ creep ของเหล็กทุกชนิดเท่าที่มีการใช้งานพร้อมบันทึกค่า Stress และ Strain ในหลายแนวแกน ด้วยวิธีการจำลองสภาวะการใช้งานจริง ตั้งแต่เริ่มต้นการใช้งานจนถึงจุดสิ้นอายุจริงของเหล็ก (Rupture life) ฉะนั้น เทคนิคการประเมิลอายุด้วย Omega จึงเป็นวิธีที่ทันสมัย, แม่นยำที่สุดตามมาตรฐาน API 579 (Fitness-For-Service) Section 10 ซึ่งเป็นวิธีการประเมิลอายุที่หน้าเชื่อถือในวงการอุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมัน และสามารถประยุกต์ใช้กับการประเมิลอายุท่อไอน้ำของโรงผลิตไฟฟ้าได้ในอนาคตอีกด้วยครับ และถ้าจะให้เกิดประโยชน์สูงสุดควรทำการประเมิลร่วมกับ replica test เนื่องจากสามารถเห็นถึงอัตราการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างจุลภาคที่แท้จริงบริเวณผิวของแต่ละสภาวะการใช้งาน ถือเป็นการ conforms ในลักษณะที่เป็นรูปธรรมมากยิ่งขึ้น และเป็นการยกระดับการตรวจสอบแบบไม่ทำลายร่วมกับการประเมิลอายุขึ้นไปอีกระดับหนึ่งด้วยครับ

ตัวอย่าง

ตัวอย่าง

ส่วนสูตรและเทคนิคขั้นตอนการคำนวณยังไม่ขอเปิดเผยก่อนนะครับ เนื่องจากมีผลทางธุรกิจครับ !

ข้อมูลอ้างอิง : API 579 section 10

การศึกษาโครงสร้างจุลภาคหลังการเกิดความเสียหาย

        ยกตัวอย่างความเสียหายที่เกิดกับท่อแลกเปลี่ยนความร้อน (heat exchange tube) ซึ่งผลิตจากเหล็กเกรด 1.25Cr0.5 MoV ภายในบรรจุก๊าซไฮโดรคาร์บอนที่ความดัน 4.3 MPa และให้ความร้อนจากการสันดาปก๊าซ มีเส้นผ่านศูนย์กลางภายใน 128 มิลลิเมตร โดยผนังท่อมีความหนา 6.6 มิลลิเมตร เกิดการให้ความร้อน overheat ขึ้นกับชิ้นงานหนึ่งในท่อของส่วนประกอบดังกล่าวเกิดความเสียหายเนื่องจากการแตก ตามแนวยาวของท่อ ซึ่งรอยแตกมีความยาวประมาณ 300 มิลลิเมตร และบริเวณดังกล่าว ผนังท่อมีความหนาลดลงเหลือ 2.9 มิลลิเมตรโดยเฉลี่ย จากการตรวจสอบโครงสร้างจุลภาคพบว่า เฟสของเฟอร์ไรต์ (ferrite) และเพิร์ลไลต์ (pearlite) มีการขยายตัวของขนาดเกรนเล็กน้อย ซึ่งบ่งบอกว่าวัสดุถูกใช้งานในช่วงการเกิดผลึกใหม่ (recrytallization) และคาร์ไบด์ (carbide) ในโครงสร้างเพิร์ลไลต์ไม่มีการเปลี่ยนสภาพเป็นคาร์ไบด์เม็ดกลม (spheroid carbide)       

    เนื่องจากเพิร์ลไลต์มีเสถียรภาพที่อุณหภูมิต่ำกว่า 723 ⁰C เท่านั้น อย่างไรก็ตาม เมื่อนำเหล็กไปใช้งานที่อุณหภูมิต่ำกว่า 723 ⁰C เป็นเวลานานจะส่งผลให้ซีเมนไทต์ (cementite) ภายในโครงสร้าง lamilar pearlite เกิดการเปลี่ยนแปลงเป็นคาร์ไบด์เม็ดกลม ดังนั้น เมื่อทำการตรวจสอบโครงสร้างจุลภาคของชิ้นงานที่เสียหายแล้ว ไม่สามารถตรวจพบการเปลี่ยนแปลงลักษณะดังกล่าว ความเสียหายที่เกิดขึ้นจึงไม่น่าจะเกิดขึ้นที่อุณหภูมิต่ำกว่า 723 ⁰C เมื่อเหล็กถูกทำให้มีอุณหภูมิมากกว่า 723 ⁰C โครงสร้างเพิร์ลไลต์จะแปรสภาพเป็นออสเทนไนต์ (austenite) และที่อุณหภูมิเหนือเส้น A₃ โครงสร้างจุลภาคของเหล็กกล้าคาร์บอนต่ำจะกลายเป็นโครงสร้างออสเทนไนต์ทั้งหมด

       เหล็กกล้าคาร์บอนต่ำเมื่อถูกใช้งานที่อุณหภูมิดังกล่าวเป็นเวลานานจะเกิดการขยายตัว (growth) ของเกรนออสเทนไนต์ จากนั้นเมื่อเหล็กมีอุณหภูมิลดลงต่ำกว่า 723 ⁰C โครงสร้างสุดท้ายจะกลับมาเป็นโครงสร้างเฟอร์ไรต์และเพิร์ลไลต์ที่มีลักษณะหยาบ

        จากการคำนวณแรงดันระหว่างใช้งานทำให้ทราบว่าแรงดันที่กระทำกับชิ้นงานทำให้เกิด hoop stress ผนังท่อ มีค่าเท่ากับ 42 MPa และมีค่า shear stress 21 MPa จากค่า hoop stress ดังกล่าวสามารถกำหนดจุดบนแผนภาพได้ในภาพที่ 3(a) และค่า shear stress แสดงในภาพที่ 3(b) จากภาพจะเห็นว่าค่า hoop stress เท่ากับ 42 MPa ที่ช่วงอุณหภูมิ 400-700 ⁰C จะอยู่ในช่วงความเสียหายแบบ intergranular creep fracture และระหว่างอุณหภูมิช่วง 700-750 ⁰C ความเสียหายที่เกิดขึ้นในลักษณะ trangranular creep fracture และที่ 750-900 ⁰C จะเป็นส่วนที่เกิดการแตกเสียหายแบบ rupture จากการตรวจสอบในบริเวณผิวแตกพบว่า เกิดการลดลงของพื้นที่หน้าตัดและการเกิดความเสียหายในบริเวณดังกล่าวมีลักษณะคล้ายปากปลา (fish mouth) ซึ่งเป็นลักษณะการแตกเสียหายที่สอดคล้องกับการเกิดความเสียหายในช่วง rupture ซึ่งทำให้ทราบว่า ชิ้นงานเสียหายที่ช่วงอุณหภูมิมากกว่า 900 ⁰C เมื่อทำการลากเส้นที่ shear stress เท่ากับ 21 MPa ดังภาพที่ 3(a) จะได้ค่า shear stain rate (۴) มีค่าประมาณ 10^-3 S^-1 ที่ 900 ⁰C จากสมการ 

  จากสมการที่ (3) ค่า hoop strain rate มีค่าเท่ากับ 5x10^-4 s^-1 เมื่อมีความเสียหายจากการ creep ที่ 50% หรือ 0.5 ช่วงเวลาที่เกิดความเสียหายจะมีค่าเท่ากับ 1,000 วินาที หรือประมาณ 17 นาที 

        จากที่กล่าวมา จะเห็นได้ว่า แม้ชิ้นงานจะได้รับความเสียหายจาก creep ไปแล้ว แต่ยังสามารถวิเคราะห์หาสาเหตุและทำนายสภาวะก่อนการแตกได้โดยใช้ลักษณะทางกายภาพของบริเวณที่เกิดความเสียหายร่วมกับการตรวจสอบโครงสร้างจุลภาค และข้อมูลจาก Deformation on-mechanism map ซึ่งจะสังเกตุว่าไม่เพียงองค์ความรู้ที่นักวิเคราะห์ต้องนำมาใช้ในการวิเคราะห์เท่านั้น แต่ทว่าข้อมูลเบื้องต้นที่ถูกต้องและสภาพตัวอย่างชิ้นงานที่สมบูรณ์ก็เป็นส่วนสำคัญในการวิเคราะห์ไม่ยิ่งหย่อนไปกว่าองค์ความรู้ทางเทคนิคที่ใช้ในการวิเคราะห์ 

ขอมูลอ้างอิง

วรสาร MTEC โดยคุณ ทรงวิทย์ พงศ์อนันต์ปัญญา

D.R.H. Jones, Creep failure of overheated boiler, superheater and reformer tube, engineering failure analysis.

K.E. Kassner, T.A. Hayes, Creep cavitation in metals, international jornal of plasticity 19

         P.F. Timmins, Solution eguipment failures, ASM international

รูปแบบความเสียหายของ Boiler Tube

   ความเสียหายที่เกิดขึ้นกับชิ้นส่วน Boiler tube ของโรงไฟฟ้า หรือโรงงานอุตสาหกรรมต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับ Boiler ซึ่งส่งผลต่อระบบการผลิต และทำให้ประสิทธิภาพลดลง โดยความเสียหายของชิ้นส่วนทางด้านเครื่องกลไม่ว่าจะเป็น การหัก แตก แหก ระเบิด ล้วนแล้วแต่เป็นปัญหาหลักของระบบการผลิต แม้จะได้รับการดูแลบำรุงรักษาเป็นอย่างดีแล้วก็ตาม แต่ปัญหาการเกิดความเสียหายยังไม่ได้หมดไป ตราบใดที่ยังมีการใช้งานอยู่ เพียงแต่ทำให้ความเสียหายลดลงเท่านั้น เพราะฉะนั้น ผู้ที่เกี่ยวข้องหลายฝ่ายไม่ว่าจะเป็น วิศวกร ผู้ออกแบบ หรือหน่วยงานวิเคราะห์ความเสียหาย จำเป็นต้องทบทวนและหาแนวทางหรือมาตรการร่วมกัน ซึ้งต้องอาศัยความเชียวชาญเฉพาะด้านจากบุคคลผู้มีประสบการณ์ทั้งในด้าน การตรวจสอบ วิเคราะห์ และประเมิลสภาพ เพื่อปรับปรุงแก้ไขให้เหมาะสมกับลักษณะการใช้งาน ดังนั้น บทความนี้จะขอกล่าวถึง ตัวอย่างความความเสียหายที่มักเกิดขึ้นบ่อยที่สุดสำหรับ Boiler tube และรวมไปถึงสาเหตุความเสียหาย เพื่อเป็นแนวทางสำหรับการพิจารณาต่อไป

เริ่มจาก การเกิด Overheating

การเกิด Overheating แบ่งออกเป็น 2 ลักษณะ คือ

-         Short Term Overheating.

-         Long Term Overheating.

-     Thin-lipped, longitudinal rupture.

-     Extensive tube bulging.

-     Large fish-mouth appearance.

ตัวอย่างภาพถ่าย  Microstructure

สาเหตุการเกิด Short Term Overheating

-     Low water level.

-     Partial or complete plug gage of tubes.

-     Rapid start-up.

-     Excessive load swing.

-     Excessive heat input.

-     Heat transfer imperfect

Long Term Overheating.

-         Little to moderate bulging.

-         Little to moderate reduction in wall thickness.

-         Typically accompanied by thermal oxidation.

-         Found in superheatrs, reheaters, waterwalls tube and header

ตัวอย่างภาพถ่าย  Microstructure ที่ 1

ตัวอย่างภาพถ่าย  Microstructure ที่ 2

ตัวอย่างภาพถ่าย  Microstructure ที่ 3

ตัวอย่างภาพถ่าย  Microstructure ที่ 4

              ตัวอย่างภาพถ่าย  Microstructure ที่ 5

                  สาเหตุการเกิด Long Term Overheating

                                   -         Gradual accumulation of deposits or scale.

                                   -         Partially restricted steam or water flow.

                                   -         Excessive heat input from burner.

                                   -         Undesired channeling of fireside gases.

                                   -         Steam blanketing in horizontal or inclined tubes.

                                   -         Operation slightly above oxidation limits of given tube steel (454 ⁰C for carbon steel)

          สรุปและย่ำอยู่เสมอๆ ว่า     การเกิด “Overheating” มักเกิดจากขี้ตะกรันซึ่งเกาะติดบริเวณผิวทั้งภายในและภายนอกท่อ ซึ่งจะทำให้ boiler tube เสียหาย เพราะตะกรันเหล่านี้จะกลายเป็นฉนวนกันความร้อนบริเวณผิวท่อ ทำให้ความสามารถในการถ่ายเทความร้อนลดลง ส่งผลให้โลหะส่วนนั้นเกิดความร้อนสูงเกินไป และเกิดการระเบิดแตกเสียหายในที่สุด แนวทางการแก้ไข คือ การควบคุมสารละลายในน้ำก่อนเข้า Boiler และสุ่มตรวจ replica test อย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง เพื่อพิจารณาความเปลี่ยนแปลงทางโครงสร้างจุลภาคของเนื้อเหล็ก

 การเกิด Hydrogen Damage

-         Thick-lipped

-         Brittle appearance

-         Window sections (sometimes) blown out

Concentrated sodium hydroxide mechanism

4NaOH + Fe₃O₄    >>>     2NaFeO₂ + Na₂FeO₂ + 2H₂O

Fe + 2NaOH    >>>    Na₂FeO₂ + 2H

4H⁺ + Fe₃C    >>>    CH₄ + 3Fe

ตัวอย่างภาพถ่าย  Microstructure

-         Short discontinuous intergranular crack

-         Decarburization 

สาเหตุการเกิด Hydrogen Damage

-         Water wall tubes above operating 1,000 psig

-         Beneath heavy deposits

-         Where corrosion releases atomic hydrogen

Caustic gouging

-         NaOH beneath deposits destroys protective magnetite film

-         NaOH corrdes base metal

-         Also, evaporation along waterline with no deposits 

Oxygen attack

-         Dissolved O₂ yields cathodic depolarization

-         Reddish-brown hematite (Fe₂O₃) or rust deposits or tubercles

-         Hemispherical pitting beneath deposits 

Thermal fatigue

-         Excessive cyclic thermal fluctuations

-         Excessive thermal gradients and mechanical constraint

-         Low-amplitude vibrations of entire superheater

        Flow assisted corrosion

-         Localized thinning

-         Dissolution of protective oxide and base metal

-         Occurs in single or two phase water

-         Low pressure system bends in evaporators risers and economizer tube

-         Feed water cycle (due to more volatile chemistry and lower pH)

        และนี้เป็นเพียงแค่รูปแบบความเสียหายของ boiler tube ที่มักเกิดขึ้นบ่อยครั้ง ซึ่งอาจมีรูปแบบและลักษณะความเสียอื่นอีกนานัปการที่เกิดขึ้นกับ boiler tube และยังต้องเรียนรู้, ศึกษากันอีกไม่จบสิ้น จึงขอจบการนำเสนอตัวอย่างรูปแบบความเสียหายของ boiler tube เพียงเท่านี้ก่อนนะครับถ้ามีรูปแบบความเสียหายแปลกๆ และหน้าสนใจจะเอามาบอกกล่าวกันให้ทราบในโอกาสต่อไป ขอบคุณครับ