Vibrationen der Rohrleitungen

Als Leseliste speichern Veröffentlicht von Callum O'Reilly, Senior Editor Hydrocarbon Engineering, Montag, 28. August 2023, 14:00 Uhr

Rohrleitungsvibrationen sind eine der Hauptursachen für Dichtungsverluste und Ausfallzeiten in der Öl- und Gas-, Petrochemie- und Düngemittelbranche. Neben der Umwelt- und Personalsicherheit wirken sich Rohrleitungsvibrationen häufig auch auf die Rentabilität aus, da sie die Durchflussraten einschränken.

Der Großteil der Prozessrohrkonstruktion in Raffinerie- und Petrochemieanlagen unterliegt den thermischen Vorschriften zur Einhaltung der ASME B31-Vorschriften. Die meisten Konstruktionsvorschriften bieten qualitative Hinweise zur Bedeutung der Konstruktion gegen Vibrationsermüdung ohne spezifische Methoden. Das Befolgen von Code-Designregeln ohne Best Practices kann dazu führen, dass sich der Designer auf Flexibilität auf Kosten der Vibrationsanfälligkeit konzentriert. Bei saubereren Niedertemperaturdiensten wie LNG- und Pipeline-Anlagen können Rohrvibrationen der hartnäckigste Schadensmechanismus sein. Die größte Herausforderung besteht darin, dass die aktuellen API/ASME- und internationalen Standards, sobald sie erkannt wurden, hinsichtlich der Bewertungsansätze für Vibrationen von Rohrleitungen im Betrieb inkonsistent sind. Sobald sie identifiziert sind, erfordern Beurteilungen in der Regel die Einbindung von Fachwissen, da herkömmliche Beurteilungsmethoden in der Regel konservativ sind.1, 2, 3, 4

Abbildung 1 zeigt eine Sammlung häufig verwendeter Screening-Kriterien für die Vibrationsbewertung. Alle Kurven wurden zum Vergleich in RMS-Geschwindigkeitseinheiten umgerechnet. Aktuelle Bewertungsmethoden für Rohrleitungsschwingungen haben ihre Grenzen aufgezeigt:

Abbildung 1. Häufig verwendete Screening-Kriterien für die Vibrationsbewertung.

Vibrationsprüfungen von Maschinen sind eine gut entwickelte Strategie zur vorausschauenden Wartung mit vier Ebenen der ANST- und ISO-Zertifizierung (ISO 18436-2). Während spezialisierte Beratungsunternehmen (einschließlich E2G) qualitativ hochwertige Schulungen anbieten, bieten überraschenderweise die meisten Zertifizierungsprogramme für Maschinenvibrationen keine angemessene technische Abdeckung dieses Themas. Beispielsweise sammeln Maschinenanalytiker zu oft nicht genügend Daten, um die Schwere zu messen und Rohrleitungsschwingungssignale zu charakterisieren, insbesondere bei zufälligen Schwingungen mit vorherrschenden Frequenzen im Bereich von 2 bis 10 Hz. Dies ist nur ein Beispiel dafür, warum formalisierte Schulungen und Verfahrensanweisungen erforderlich sind.

Der API 579-1/ASME FFS-1 (API 579)-Standard ist ein 14-teiliger internationaler Standard für die Bewertung der Betriebstauglichkeit von druckführenden Geräten, die verschiedenen Schadensmechanismen im Betrieb ausgesetzt sind.

Der neueste Teil, Teil 15 – Rohrleitungsvibrationen, befindet sich seit über 10 Jahren in der Entwicklung und zielt darauf ab, bestehende Ansätze mit systematischen Verfahren zu vereinheitlichen und gleichzeitig Anleitungen zur Sicherstellung der Qualität von Vibrationsdaten zu enthalten. Derzeit befindet sich die Methode in ihrer endgültigen Entwurfsform und wird im Herbst zur Abstimmung vorgelegt. Frühere Versionen des Entwurfs wurden vom Ausschuss sowie von externen Schwingungsexperten der Branche geprüft und allgemein gut aufgenommen.

Wie schneidet Teil 15 im Vergleich zum aktuellen Teil 14 ab? Teil 14 ist die allgemeine Ermüdungsmethodik und gilt für die thermische oder mechanische Ermüdungsbewertung, die typischerweise im niedrigen bis mittleren Zyklusbereich (< 107 Zyklen) auftritt. Eine 1-Hz-Vibration über ein Jahr führt zu einer Akkumulation von 1,35 x 107 Zyklen, und die meisten Probleme mit Rohrleitungsvibrationen haben Frequenzen über 10 Hz. Erschwerend kommt hinzu, dass es für ein SN-Ermüdungsmodell (zulässige Wechselspannung [S] vs. zulässige Spannungszyklen [N]) im Ermüdungsbereich mit sehr hohen Zyklen oder Gigazyklen (Zyklen > 107) nur sehr wenige experimentelle Begründungen gibt. Die verfügbaren Testdaten weisen eine erhebliche statistische Streuung und Unsicherheit auf, was Vorhersagen über die verbleibende Lebensdauer mithilfe von SN-basierten Modellen schwierig, wenn nicht sogar unpraktisch macht, ohne ausreichenden Konservatismus zu gewährleisten.

Die bestehende Schweißverbindungs-Ermüdungskurve von Teil 14 und ASME B&PVC, Abschnitt VIII, Division 2, Teil 5 wurde durch Anpassung experimenteller Testdaten von bis zu 107 Zyklen unter Verwendung einer geradlinigen Extrapolation entwickelt. Der zur Anpassung der Master-Wöhlerkurve verwendete Datensatz besteht jedoch hauptsächlich aus Fällen, in denen ein Ausfall in weniger als 107 Zyklen beobachtet wurde. Nur wenige Datenpunkte im Satz haben eine Lebensdauer von mehr als 107 Zyklen, und kein Datenpunkt hat eine Lebensdauer von mehr als 108 Zyklen. Infolgedessen kann die Verwendung der Master-SN-Kurve zur Schwingungsbeurteilung zu übermäßig konservativen Risikobeurteilungen und kostspieligen Abhilfemaßnahmen führen, so dass die Durchführung von Rohrleitungsschwingungsbeurteilungen gemäß Teil 14 oft darauf hindeuten kann, dass ein Fehler bereits aufgetreten sein müsste. Anstatt die verbleibende Lebensdauer mithilfe einer SN-Kurve zu bewerten, bietet Teil 15 eine Bewertung der Ermüdung auf der Grundlage des Konzepts der Ausdauergrenze. Konzepte für Dauerfestigkeitsgrenzen für Schweißverbindungen werden seit Jahrzehnten erfolgreich in europäischen Codes und Normen eingesetzt, beispielsweise in BS 7608 und anderer veröffentlichter Literatur.5, 6, 7 Während eine veröffentlichte experimentelle Begründung dieser Grenzwerte immer noch fehlt, fehlt das Konzept eines Wechselspannungsbereichs niedrig genug, um keinen Riss auszubreiten, ist ein gut verstandenes Konzept, das in der elastischen Bruchmechanik verwendet wird, und auch ein anerkanntes Prinzip für die Analyse rissartiger Fehler in BS 7910 und API 579 Teil 9.

Ähnlich wie andere API 579-Teile bietet Teil 15 ein dreistufiges Bewertungssystem:

Die durch diese drei Ebenen gebotene Flexibilität kann zu genaueren und gezielteren Auswertungen führen und so eine fundiertere Entscheidungsfindung ermöglichen.

Mit der Veröffentlichung von Teil 15 wird die Berücksichtigung von Vibrationen in einem Programm zur mechanischen Integrität relevanter. Inspektionen für Vibrationen oder Vibrationsuntersuchungen von Anlagen können zu einer formalisierten Inspektionsstrategie werden, bei der je nach Bedarf Level-1- und Level-2-Ansätze verwendet werden. Teil 15 stellt eine mit Spannung erwartete Verbesserung unserer Industriestandards dar und spiegelt das kontinuierliche Engagement der Branche für Innovation wider.

Geschrieben von Michael FP Bifano, Ph.D, PE, und ISO VCAT-IV, The Equity Engineering Group Inc., (E2G).

Lesen Sie den Artikel online unter: https://www.hydrocarbonengineering.com/special-reports/28082023/piping-vibration-the-underestimated-damage-mechanism/

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