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Nº Doc. LxxxxxR0611 Pagina 1 di 9

G.M.A S.r.l. ANTI CORROSION COATING

Redazione

AGQ – R&S

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Introduzione tecnica ai controlli non distruttivi con tecnica APR

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0

16/09/2011

1° edizione

1

19/09/2011

2° edizione

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1. Introduzione: l’hardware Una delle tecniche impiegate da GMA per i controlli non distruttivi è la riflessometria ad impulsi acustici (Acoustic Pulse Reflectometry, APR) che consiste nel produrre un segnale sonoro ad un’estremità del tubo e registrare gli echi riflessi. Lo strumento è stato concepito per effettuare controlli non distruttivi nel settore aeronautico (condotti idraulici di aeromobili) e successivamente è stato adottato anche nell’industria pesante per ispezioni a scambiatori di calore e impianti similari. La principale innovazione della tecnica è data dalla sonda, che nella sua concezione originaria “a naso di delfino” (vedi Fig. 1) è costituita da un assieme altoparlante/microfono in grado sia di emettere che di ricevere i segnali, pertanto per l’analisi è sufficiente avere accesso ad un’estremità del manufatto da esaminare. Questa sonda è stata recentemente sostituita da un modello più compatto G3 di terza generazione, con vantaggi sia di robustezza dello strumento ed accessibilità agli impianti che di qualità del segnale (la distanza tra altoparlante e microfono causava la

formazione di echi dall’imbocco e dai difetti più gravi, che dovevano venire filtrati in sede di analisi) L’onda acustica generata dall’altoparlante viaggia in una sola direzione lungo il tubo e viene riflessa dai vari difetti eventualmente presenti, generando un segnale di ritorno che viene registrato dal microfono. Dato che il segnale acustico viaggia alla stessa velocità del suono, la fase di raccolta dati è estremamente rapida, dell’ordine di una decina di secondi per tubo. Per l’analisi non è necessaria la fabbricazione di un tubo campione, poiché il software estrapola il segnale di riferimento dalle misurazioni effettuate. Ciascun difetto associato ad una variazione nel diametro interno del tubo produce un segnale caratteristico, permettendo così la sua identificazione. L’intensità del segnale riflesso dà una misura della gravità del difetto, mentre il tempo trascorso tra il segnale emesso e quello riflesso permette di localizzarne la posizione.

Figura 1. A sinistra, sonda APR di prima generazione; a destra, sonda APR di terza generazione con unità di raccolta ed elaborazione dati. Si può notare come la separazione fisica tra altoparlante e microfono, che determinava l’ingombro della sonda G1, sia scomparsa nella sonda G3.

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2. Il software Lo strumento è dotato di un’unità di elaborazione che gestisce sia la fase di raccolta dati che la loro interpretazione; la figura 2 mostra quattro schermate dal programma PTS per l’analisi dei dati, rappresentative dei vari tipi di difetti che il programma è in grado di identificare. In genere, ad ogni restringimento della sezione, dovuto a sporcamento o ammaccature, corrisponde un picco rivolto verso l’alto; ad ogni allargamento della sezione dovuto a corrosione o bulging, corrisponde un picco rivolto verso il basso. Con il ritorno alla sezione normale, il picco si inverte in maniera più o meno simmetrica (vedi Fig. 2). I segnali provenienti dai fori hanno andamento peculiare: sono costituiti da una brusca caduta del segnale seguita da un picco positivo di ampiezza ridotta e molto esteso. Queste caratteristiche li rendono identificabili da un operatore addestrato, anche ad un primo

esame visivo. Per una valutazione più accurata dell’entità di altre tipologie di difetto (ostruzioni e corrosione) si ricorre all’analisi automatizzata dei dati. L’analisi richiede un tempo variabile in dipendenza da vari fattori (lunghezza e numero dei tubi, presenza di sporco e/o difettosità generalizzate) e genera automaticamente una tabella di possibili difetti, che l’operatore esamina secondo criteri di accettazione o rifiuto del singolo difetto. Al termine dell’analisi viene emesso un report che comprende: -

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Una mappa 2D della piastra con l’indicazione delle difettosità più gravi riscontrate su ogni singolo tubo (vedi Fig. 3); Una tabella che riporta tutte le difettosità riscontrate per ciascun tubo, suddivise per tipo (forature, ostruzioni, erosioni, vaiolature)

Figura 2. Schermate dal programma di analisi dati PTS che esemplificano i quattro tipi di difetti identificabili: in ordine di lettura, a) ostruzione (picco seguito da valle), b) vaiolatura (valle seguita da picco) c) erosione che prosegue per un certo tratto (valle), d) foro. Le onde riflesse date da difetti adiacenti si sommano algebricamente.

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Grafici dei segnali dati da difettosità notevoli per entità o caratteristiche; A seconda delle particolarità emerse dall’analisi, una rappresentazione 3D del fascio tubiero con la localizzazione dei difetti, od ogni altra caratteristica significativa dei segnali o gruppi di segnali (vedi Figg. 4 e 5).

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I limiti di rilevamento del software sono del 2% del diametro interno per le ostruzioni e del 10% dello spessore del tubo per la corrosione. E’ possibile impostare soglie più elevate in modo da evidenziare solo i difetti più gravi, specialmente per macchinari già esercìti e se lo scopo dell’ispezione è, ad esempio, la tappatura precauzionale dei tubi forati o prossimi alla foratura.

3. Requisiti, vantaggi e svantaggi Come anticipato, per effettuare l’analisi APR la disponibilità di un tubo campione non è necessaria. Questo consente di eseguire un’ispezione anche con preavviso minimo. Prima di effettuare le misure è consigliabile disporre di uno schema della piastra tubiera che può essere un disegno tecnico od anche una foto dello scambiatore; il programma

dispone di una funzionalità che consente di identificare e numerare rapidamente i tubi. Inoltre è necessario conoscere i dati costruttivi dello scambiatore (lunghezza e diametro dei tubi e loro spessore). In mancanza di questi dati, è comunque possibile effettuare l’analisi, ma la quantificazione dei difetti presenti non sarà accurata.

Figura 3. Schermata dal programma PTS con lo schema 2D di una piastra tubiera sottoposta ad un’ispezione parziale (quadrante superiore sinistro). I tubi in buono stato appaiono in verde; quelli in giallo presentano ostruzioni.

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Figura 4. Come la precedente. Visualizzazione dei segnali (500 in tutto) provenienti da uno scambiatore ad un passo. Si nota come vi siano due gruppi di segnali ben distinti: la metà superiore e quella inferiore dello scambiatore sembrano avere un diverso disegno degli imbocchi.

Questo permette di analizzare gruppi eterogenei di scambiatori, diversi per diametro, spessore e materiale costitutivo dei tubi, in maniera semplice e veloce, con breve preavviso. Poiché la misurazione viene effettuata, in pratica, sull’aria contenuta nei tubi, la tecnica APR può venire effettuata su manufatti di qualunque materiale sia metallico che plastico, senza bisogno di modifiche allo strumento e l’accuratezza non varia da un materiale all’altro come avviene, ad esempio, nel caso dell’eddy current. E’ quindi possibile, ad esempio, analizzare un fascio tubiero di condensatore in Al-brass con zone di estrazione degli incondensabili ritubate in Cu-Ni o superleghe in un’unica sessione di misure, La principale controindicazione del sistema sta nell’impossibilità di rilevare difetti

presenti sulla superficie esterna dei tubi, a meno che non si tratti di fori passanti. Per contro, la presenza di protrusioni sulla superficie esterna non ha influenza sul segnale ed è quindi possibile l’analisi di tubi alettati o piolinati. Inoltre, poiché il passaggio della sonda all’interno dei tubi non è necessario, è possibile esaminare tubi ad U o con qualunque raggio di curvatura, con setti e scanalature interni, spiralati, a sezione quadrata od ellissoidale, eccetera. La presenza di inserti o corrugazioni, pur complicando l’interpretazione dei dati, non impedisce di portare a termine l’ispezione. Il sistema rivela ogni difetto che comporti una variazione del diametro interno dei tubi; i limiti minimo e massimo per il diametro sono rispettivamente di ⅜” (9,525 mm) e 4” (101,6 mm), mentre un limite massimo teorico di lunghezza non esiste: nella pratica, il segnale è soggetto a un progressivo smorzamento che avviene tanto

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Figura 5. Alcune tipologie di tubi che è possibile ispezionare con successo mediante la tecnica APR. In ordine di lettura: tubi alettati da un air cooler; tubi alettati dal sistema dell’aria condizionata di un motor yacht; scambiatore con inserti alettati; tubo a chiocciola da una centrale nucleare in Russia; scambiatore a chioma da una raffineria; particolare del fascio tubiero di un essiccatore/riscaldatore di vapore di una centrale nucleare in Belgio; superficie interna di un tubo spiralato; tubi dotati di un setto elicoidale interno, da una centrale elettrica; scambiatore in grafite da uno stabilimento chimico.

più rapidamente quanto più il diametro interno del tubo è ridotto e quanto più la superficie interna è corrosa o sporca. Come per tutti i controlli non distruttivi, prima dell’ispezione è necessario effettuare un lavaggio dei tubi da ispezionare. Il grado di pulizia desiderato dipende dalle finalità del controllo: se si desidera verificare l’efficienza di una pulizia appena eseguita, condizione necessaria e sufficiente è che i tubi siano asciutti; se invece si desidera quantificare la perdita di spessore dovuta alla corrosione, la superficie del tubo deve essere libera da

detriti e ossidi che potrebbero riempire i difetti e impedirne il rilevamento. Va comunque notato che in presenza di ostruzioni non amovibili causate da incrostazioni massicce, corpi estranei incastrati, tubercoli di corrosione, ecc., lo strumento rimane comunque in grado di dare informazioni sullo stato del tubo a valle dell’ostruzione. Un riassunto delle caratteristiche del metodo APR, confrontate con quelle di altri diffusi metodi per i controlli non distruttivi, è illustrato nella tabella 1.

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4. Referenze

Ultrasuoni

Termografia

Pressatura

Emissione acustica

APR

Necessita di sonda a inserzione Necessita di accesso alla piastra tubiera Economico Indica la posizione dei difetti Richiede tempi lunghi per la raccolta dati Genera radiazioni ionizzanti Rileva corrosione generalizzata Quantifica ostruzioni totali o parziali

Raggi X

Metodo

tecnici responsabili dell’analisi; il personale GMA abilitato all’analisi è comunque formato dal produttore dello strumento, che rilascia un diploma di qualifica. E’ in corso la qualificazione del sistema G3 presso il Southwest Research Institute, un istituto indipendente americano di ricerca applicata.

Eddy current

L’affidabilità della metodica è comprovata sia da test di laboratorio (rilevamento di difetti di entità nota indotti artificialmente in tubi nuovi) sia da riscontri sul campo tra i risultati dello strumento e quanto rilevato da altre metodiche NdT (endoscopia, correnti indotte). Vista la novità della tecnica, non è ancora possibile la qualifica EN473 concernente i

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Tabella 1. Riassunto delle caratteristiche dei principali metodi di controllo non distruttivo applicabili agli scambiatori di calore.

Le ispezioni da noi effettuate con la tecnica APR comprendono: å Acciaieria Italia: controllo generale prima del rivestimento di 3 air-cooler; previsto lo stesso intervento su altri 30 scambiatori dello stesso tipo. Ltubi: 1,95 metri Øe: 17,8 mm spessore: 1,4 mm fascio: 126 tubi in acciaio, alettati. Ltubi: 1,95 metri Øe: 16,8 mm spessore: 1,4 mm fascio: 140 tubi in acciaio, alettati. Ltubi: 2,08 metri Øe: 18 mm spessore: 1,25 mm fascio: 112 tubi in acciaio, alettati. å Centrale nucleare: controllo di un essiccatore/surriscaldatore di vapore del gruppo 2. Riscontrate 2 forature e consigliata la tappatura precauzionale di altri tubi; richiesto un controllo urgente su altri 3 essiccatori identici, effettuato nella settimana successiva. Controllo ripetuto a 18 mesi di distanza, per verificare il tasso di corrosione del fascio. Ltubi: da 24,84 a 26,85 metri Øe: 16,5 mm spessore: 2,05 mm fascio: 647 tubi a “U” in acciaio. å Centrale nucleare: controllo di 4 essiccatori/surriscaldatori di vapore del gruppo 3. Riscontrate alcune ostruzioni forse di origine meccanica (impingement) localizzate su un lato del fascio, a 11 e LxxxxxxR0611 – Controlli non distruttivi con tecnica APR

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13, comuni a due degli essiccatori. Ltubi: da 25 a 27 metri Øe: 15 mm spessore: 1,2 mm fascio: 2.048 tubi a “U” in acciaio 304. å Centrale termoelettrica Italia: controllo di “punto zero” su 4 air-cooler nuovi, prima del rivestimento. Verificata l’assenza di difetti di costruzione. Ltubi: 3,55 metri Øe: 18,875 mm spessore: 1 mm fascio: 369 tubi in acciaio, alettati. å Centrale termoelettrica Italia: controllo su 4 air-cooler già eserciti, prima del rivestimento. Riscontrata la presenza di fenomeni corrosivi (pitting) di lieve entità. Ltubi: 3,47 metri Øe: 18,875 mm spessore: 1 mm fascio: 369 tubi in acciaio, alettati. å Centrale termoelettrica Italia. Verificato lo sporcamento residuale del condensatore di vapore, dopo il lavaggio con corpi pulenti: ispezioni ripetute a più riprese, a campioni di 500/1.000 tubi, per determinare il tasso di deposizione del calcare e ottimizzare le operazioni di pulizia periodica. Ltubi: 10,95 metri Øe: 22,25 mm spessore: 0,508 mm fascio: 12.978 tubi in titanio. å Centrale termoelettrica Italia: controllo a campione di 1000 tubi del condensatore di vapore. Verificato lo sporcamento residuale dopo il lavaggio con corpi pulenti. Ltubi: 7,89 metri Øe: 22,25 mm spessore: 0,6 mm materiale: titanio. å Cliente privato Italia: ricerca fori in uno scambiatore. Identificati due tubi forati ed un terzo prossimo alla foratura per forte erosione. Ltubi: 4,840 metri Øe: 20,17 mm spessore: 2,9 mm materiale: non comunicato. å Cliente privato Italia: controllo generale di due scambiatori dall’impianto dell’aria condizionata, sottoposti a ricondizionamento. Ltubi: 1,99 metri Øe: 19,15 mm spessore: 1,15 mm fascio: 48 tubi spiralati internamente e alettati. Ltubi: 0,97 metri Øe: 19,15 mm spessore: 1,15 mm fascio: 60 tubi spiralati internamente e alettati. å Raffineria Italia: controllo generale dell’efficienza del lavaggio e dello stato generale di 56 scambiatori di calore da vari reparti dell’impianto, per un totale di 13.102 tubi. Identificate 32 forature su 11 scambiatori, verificata l’efficacia delle operazioni di pulizia preliminari. Ltubi: da 3,05 a 12,13 metri Øe: da 25,4 a 19,05 mm spessore: da 3,4 a 1,24 mm fasci: Al-brass, acciaio SAF 2507, acciaio al carbonio. å Stabilimento petrolchimico Italia: controllo post-lavaggio su 2 scambiatori di gas etilene. Identificati alcuni residui di calcare non rimossi durante il lavaggio ed alcune erosioni della parete dei tubi. Ltubi: 4,88 metri Øe: 16 mm spessore: 1,17 mm fascio: 500 tubi in acciaio. Ltubi: 4,88 metri Øe: 16 mm spessore: 1,17 mm fascio: 467 tubi in acciaio. å Stabilimento petrolchimico Italia: controllo generale dello stato degli scambiatori consegnati per operazioni di ripristino, con identificazione di forature e di tubi da tappare in via precauzionale. Controllati finora 3 scambiatori per un totale di 1.500 tubi circa. Ltubi: 4,880 metri Øe: 19,05 mm spessore: 1,65 mm fascio: 1.001 tubi in Al-brass. LxxxxxxR0611 – Controlli non distruttivi con tecnica APR

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Ltubi: 6,10 metri Øe: 19,05 mm spessore: 1,65 mm fascio: 288 tubi (di cui 6 già tappati) in Al-brass. Ltubi: 6,10 metri Øe: 25,4 mm spessore: 2,85 mm fascio: 230 tubi (di cui 20 già tappati) in acciaio. å Termovalorizzatore Italia: verifica dello stato generale del riscaldatore di fumi. Controllo a campione di 1.160 tubi e riscontrate una foratura ed estesi problemi di corrosione; durante la fermata successiva, ripetuta l’analisi per il gemello. Ltubi: 9,55 metri Øe: 33,3 mm spessore: 1,4 mm materiale: acciaio rivestito in Saekaphen. å Termovalorizzatore Italia: controllo generale del condensatore di vapore: riscontrata la presenza di erosioni da cavitazione agli imbocchi d’entrata e di corrosione generalizzata nella parte alta del fascio soggetta a maggiore sollecitazione termica; suggerita strategia per il ripristino. Ltubi6,34 metri Øe: 22,25 mm spessore: 1/1,25 mm fascio: 4390 tubi Al-brass, 270 tubi Cu-Ni 70-30.

Redazione documento a cura di: Dott.ssa Chiara Martellossi Assistente Ricerca & Sviluppo

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