Detect Corrosion Beneath Pipe Lining (PTFE) using Profile RT;

สำหรับท่อหรืออุปกรณ์ที Service สารเคมีที่เป็นกรด เช่น กรดซัลฟิวริก (Sulfuric Acid) เรามักพบว่าภายในของอุปกรณ์หรือท่อที่เป็น Carbon steel จะถูก Lining หรือเคลือบด้วย PTFE เพื่อป้องกันท่อ Carbon Steel เกิด Corrosion จากการที่สัมผัสกับ Sulfuric acid โดยตรง

Polytetrafluoroethylene (PTFE)  หรือที่เรามักเรียกกันว่า Teflon เป็นพลาสติกวิศวกรรมประเภทหนึ่ง ซึ่งมีคุณสมบัติต้านทานการกัดกร่อนได้ดี และสามารถใช้งานได้ที่อุณหภูมิสูงได้ระดับหนึ่ง จึงมักนิยมใช้เป็น Corrosion-resistant lining สำหรับท่อและอุปกรณ์ในโรงงานที่ต้องสัมผัสกับสารที่มีการกัดกร่อนรุนแรง

อย่างที่บอกไปแล้วว่า PTFE Lining นั้นมีหน้าที่เป็น corrosion resistance ขั้นระหว่างกรดกับท่อไม่ให้สัมผัสกันโดยตรง ดังนั้นถ้าหากเกิดรูรั่วหรือรอยแตกขึ้นบน Lining ก็จะทำให้ท่อ Carbon steel ที่อยู่ใต้รอยแตกนั้นสัมผัสกับกรด และเกิดเป็น Localized corrosion ที่รุนแรงได้

แล้วเราจะสามารถตรวจสอบ Corrosion ที่เกิดขึ้นใต้ Lining ได้อย่างไร?

วิธีการนึงที่ API RP 574 Inspection Practices for Piping System Components แนะนำคือ Profile Radiography Testing หรือ Profile RT ซึ่งสามารถทำได้จากภายนอกของท่อ ทั้งในตอนที่ท่อใช้งานปกติ (On-stream) และในช่วง Shutdown, Profile RT นั้นจะทำให้เราสามารถเห็นรูปร่างหรือ Profile ความหนาของท่อที่หายไปเนื่องจาก Localized corrosion ที่เกิดขึ้นภายใต้ Lining ได้

ในรูปด้านซ้ายมือเป็นตัวอย่างของการทำ Profile RT กับท่อ Sulfuric acid ซึ่งจากภาพถ่าย RT เราจะเห็นว่าความหนาของท่อที่อยู่ใต้ Lining บางจุดหายไป และเมื่อลองผ่าท่อดูภายในก็พบว่ามี Corrosion เกิดขึ้นกับท่อจริงตามรูปด้านขวามือเลยครับ

ถ้าหากมีท่อ Lining ที่ใช้งานมานานแล้ว ก็ลองนำวิธีนี้ไปใช้ตรวจสอบกันดูนะครับ (โดยเฉพาะตรงบริเวณ Elbow)

by Mo Thanachai 

Spring Hanger not in Position due to Clamp Damaged;

ต่อเนื่องจาก Post ก่อนหน้า วันนี้มีอีกหนึ่ง Case ที่เกี่ยวกับความเสียหายของ Spring Hanger Clamp ที่อยู่ใต้ Insulation  มาแชร์กันครับ

Case นี้ Spring Hanger Clamp อยู่กับท่อที่มีอุณหภูมิใช้งาน 580 °C และทีมงานได้เข้าไปตรวจสอบ External Inspection พบว่า Spring Coil Position ขึ้นไปอยู่ที่ตำแหน่งด้านบนสุดของ Spring Can นั่นเท่ากับว่าตัว Spring Hanger แทบจะไม่ได้รับน้ำหนักของท่อเลย

และหลังจากที่รื้อ Insulation ตรง Hanger Clamp ก็พบว่า Clamp ขาดออกจากกัน จึงทำให้ Spring Hanger ไม่ได้รับน้ำหนักของท่อไว้ ซึ่งถ้าปล่อยนานอาจจะทำให้เกิดความเสียหายกับส่วนประกอบของท่อได้ เนื่องจากไม่มี Hanger หรือ Support มาคอยรับน้ำหนัก

ย้ำกันอีกครั้งนะครับ ว่าเวลาเราตรวจ Spring Hanger หรือ Hanger ที่ตัว Clamp ถูกหุ้ม Insulation ไปด้วย ก็ให้พิจารณารื้อ Insulation เพื่อดูสภาพของ Clamp ภายใต้ Insulation ด้วยนะครับ

by Mo Thanachai 

Spring Hanger Clamp ก็เกิด CUI ได้ !!!

(Spring) Hanger Clamp on Trunnions (Dummy legs) – CUI;

วันนี้มี Case แชร์จากทีมงานที่ไปตรวจสอบ Spring Hanger ของท่อ Overhead Column มาให้ดูกันครับ

Spring Hanger ชุดนี้ยึดอยู่กับ Trunnions หรือ Dummy legs support ที่ต่อออกมาจากท่อ Overhead Column โดยที่ท่อนี้ใช้งานที่อุณหภูมิ -35 °C ซึ่งถือว่าเป็นอุณหภูมิที่ไม่อยู่ในช่วงของการเกิด Corrosion Under Insulation (อุณหภูมิต่ำกว่า – 4 C)

แต่เนื่องจากตรง Trunnions หรือ Dummy legs เป็น Support ไม่ได้มี Fluid Flow ไหลอยู่ภายใน ดังนั้นอุณหภูมิที่ Trunnions และ Hanger Clamp จึงแตกต่างจากอุณหภูมิขอท่อที่ใช้งานอยู่ และสามารถที่จะเกิด CUI รุนแรงได้ (น้ำสามารถเข้าไปตรงรอยต่อของ Insulation ตรง Rod และ Clamp ได้อยู่แล้ว) ซึ่งถ้าหากเราอุณหภูมิ Operating Temperature ของท่อมาใช้เป็นเกณฑ์ในการรื้อ Insulation เพื่อตรวจสอบบริเวณ Clamp ของ Hanger ก็อาจจะพลาดตรงจุดนี้ไปได้

ดังนั้นเวลาเราตรวจ Spring Hanger หรือ Hanger ที่ตัว Clamp ถูกหุ้ม Insulation ไปด้วย ก็ให้พิจารณารื้อ Insulation บริเวณนี้เพื่อดูสภาพของ Clamp ภายใต้ Insulation ด้วยนะครับ

by Mo Thanachai 

Mitigation of CUI Damage using “Personnel Protective Cage”;

Heat Exchanger ในภาพแรกทำไมถึงต้องมีกรงครอบอยู่ ???

ที่ Heat exchanger ต้องมีกรงครอบอยู่ ก็เพื่อป้องกันไม่ให้คนไปสัมผัสโดนตัวอุปกรณ์ที่มีความร้อน ซึ่งความร้อนที่เริ่มเป็นอันตรายต่อผิวของคนเราคือที่อุณหภูมิสูงกว่า 60 C นั่นหมายความว่า Heat exchanger ตัวนี้ถูกใช้งานที่อุณหภูมิสูงกว่า 60 C เลยต้องป้องกันคนไปโดนโดยใช้กรงลวดครอบตัวอุปกรณ์ไว้ กรงลวดที่ครอบตัวอุปกรณ์แบบนี้เราเรียกมันว่า “Personal Protective Cage” ครับ 

แล้ว Personal protective cage เกี่ยวข้องกับ CUI อย่างไร ???

CUI คือ Corrosion Under Insulation ดังนั้นวิธีการที่ดีที่สุดที่จะป้องกันไม่ให้เกิด CUI ก็คือ “ไม่ต้องมี Insulation”

เป็นหลักการที่ดูเหมือนจะเล่นๆ แต่ทำได้จริงสำหรับในท่อบาง Line และอุปกรณ์บางตัว ซึ่งถ้าเราสามารถทำได้ก็จะเป็นการป้องกัน CUI และลดงานตรวจสอบ CUI ไปได้ตลอดกาล

ท่อและอุปกรณ์ในโรงงานนั้นหุ้ม Insulation ด้วยหลายเหตุผล เช่น เป็น Process requirements, Heat conservation, Fire protection, Noise, Preventing freezing or condensation และในบางกรณีเราจะพบว่า ท่อและอุปกรณ์บางตัวนั้นหุ้ม Insulation เพื่อใช้เป็น Personnel protective หรือเพื่อป้องกันไม่ให้คนมาสัมผัสโดนเพียงอย่างเดียว 

การเลือกใช้ Insulation เพื่อเป็น Personnel protective นั้นจะทำให้เกิดปัญหา CUI ตามมาด้วย ดั้งนั้นถ้าหากเราสามารถระบุได้ว่าท่อหรืออุปกรณ์ไหนบ้างที่หุ้ม Insulation เพื่อวัตถุประสงค์ในการเป็น Personnel protective เพียงอย่างเดียว เราก็จะสามารถที่จะพิจารณาเปลี่ยนมันเป็น Personal protective cage แทนได้ ซึ่งก็จะกำจัดปัญหา CUI ออกไปด้วย (เพราะมันไม่มี Insulation แล้ว) หรือแม้แต่ในเฟสของการ Design เราก็สามารถออกแบบให้ใช้เป็น Personal protective cage ตั้งแต่แรกได้เลยเช่นกัน

ลองพิจารณากันดูนะครับว่าตรงไหนบ้าง ที่จะสามารถเปลี่ยนจาก Insulation เป็น Personnel protective cage ได้

(อย่างไรก็ตาม อย่าลืมพิจารณากันให้รอบด้านนะครับ)
by Mo Thanachai 

CUI on Deadlegs in Cold Piping 1;

ในภาพเราจะเห็นว่าท่อ Main ที่ออกจาก Pump มีน้ำแข็งเกาะหนา แต่ท่อที่ Branch ออกไปยัง Pressure gauge กลับไม่มีน้ำแข็งเกาะอยู่เลย และยังสามารถเห็นได้ว่ามี Corrosion Under Insulation หรือ CUI เกิดขึ้นที่ท่อ Branch ตรงส่วนที่ห่างออกมาจาก Main line

ท่อชุดนี้ใช้งานที่อุณหภูมิต่ำกว่า -12 C ซึ่งตาม API RP 574 บอกว่าท่อ Carbon steel และ Low-alloy steel ที่มีอุณหภูมิต่ำกว่า -12 C จะไม่เกิด CUI แต่ท่อที่ Branch ไปยัง Pressure gauge มันมีลักษณะเป็น Deadlegs หรือก็คือว่ามันไม่มี Fluid flow นั่นเอง ด้วยเหตุนี้ความร้อนจากภายนอกที่ถ่ายเทมายังท่อจึงสามารถทำให้ท่อมีอุณหภูมิสูงขึ้น และเกิด CUI ได้ (ไม่มีน้ำแข็งเกาะแสดงว่าอุณหภูมิมากกว่า 0 C แน่นอน)

ตอนวางแผนตรวจสอบ CUI ก็อย่าลืมคิดถึง Deadlegs กันด้วยนะครับ
by Mo Thanachai 

Pressure-Vacuum Relief Valve Testing for Storage Tanks – Part 2 Seat Leakage Test;

มาต่อจากครั้งที่แล้ว…เรื่องการทดสอบ Pressure-Vacuum Relief Valve ของ Storage tank กันครับ

นอกจากการทดสอบ Set Pressure (Vacuum) ที่ได้แชร์ไปครั้งก่อนแล้ว  API Standard 2000 ยังบอกถึงวิธีการทำ Seat Leakage Test ไว้ว่า…

(1) ทำให้ความดันหรือ Vacuum ภายใน Test tank มีค่าไม่ต่ำกว่า 75% ของค่า Set Pressure (Vacuum) แล้วดูปริมาณการไหล (Flow) ของอากาศที่รั่วผ่าน Seat ของตัว Pressure-Vacuum relief valve โดยอัตราการรั่ว (Leak rate) ที่ยอมรับได้ หรือ Maximum Allowable Leak Rate นั้นก็จะขึ้นอยู่กับขนาดของตัว Valve ถ้า Valve size ใหญ่ Allowable leak rate ก็จะมากขึ้นตามตารางครับ และถ้าหากค่า Leak (Flow) rate ที่วัดได้น้อยกว่าค่าในตารางก็จะถือว่า “ผ่าน” ครับ

.

หรือ (2) ปรับปริมาณการไหล (Flow) ของอากาศ จนกระทั่งสามารถอ่านค่า Leak (Flow) rate ได้ตามตาราง แล้วถึงค่อยมาดู Pressure (Vacuum) ที่เกิดขึ้นภายใน Test tank เป็นเท่าไร? ถ้าหากมีค่ามากกว่า 75% ของ Set Pressure (Vacuum) ก็ถือว่า “ผ่าน” เช่นกันครับ

..

สรุปแบบง่ายๆ ว่าสำหรับการทดสอบ Breather valve, Pressure relief valve, หรือ Vacuum breaker ของ Storage tank ทั้ง Set pressure test และ Seat leakage test ก็ให้ใช้ API 2000 และ Manual ของตัว Valve อ้างอิงในการทดสอบนะครับ

...

ร่วมแสดงความคิดเห็นหรือ Share กันมาได้ครับ ว่าพวกเราทำอย่างไรกันบ้าง

by Mo Thanachai 

Pressure-Vacuum Relief Valve Testing for Storage Tanks - Part 1 Set Pressure/Vacuum Verification;

ถ้าพูดถึงถัง Storage Tank หลายคนน่าจะรู้จัก Breather Valve ที่อยู่บนหัวถัง (Roof) กันเป็นอย่างดี

Breather Valve หรือ Pressure-Vacuum Relief Valve (PVV) นั้นจะมีหน้าที่ ระบายความดันภายในถัง (Pressure relief) ไม่ให้เกินค่าที่ถังจะทนได้ อีกทั้งยังทำหน้าที่ดูดอากาศเข้ามาภายในถังเพื่อป้องกันการเกิด Vacuum ขึ้นภายในถัง (Vacuum relief) จนทำให้ถังบุบ ซึ่ง Storage Tank บางตัวอาจจะมี Vacuum relief valve หรือที่เรียกกันว่า Vacuum breaker แยกกันกับ Pressure relief valve

คำถามคือแล้วเราจะทดสอบ Pressure-Vacuum Relief Valve ของ Storage Tank นี้กันอย่างไร? สามารถใช้วิธีการเหมือนกับ Pressure safety valve ของ Pressure Vessel ได้หรือไม่?

คำตอบคงต้องย้อนกลับมาดู Storage Tank ที่เรากำลังพูดถึงกันอยู่นั้น ถ้าหากสร้างตาม API Standard 650 สำหรับ Atmospheric Storage Tanks หรือ API Standard 620 สำหรับ Low-Pressure Storage Tanks แล้วละก็ Pressure-Vacuum relief valve จะต้องเป็นไปตามข้อกำหนดของ API Standard 2000; Venting Atmospheric and Low-pressure Storage Tank

แล้ว API Standard 2000 กล่าวถึงการทดสอบไว้ว่าอย่างไร?

API 2000 บอกว่าให้ทดสอบ Verify Set Pressure (Vacuum) ก่อนที่จะนำไปใช้งาน ตาม End user’s standards and practices โดยทำให้เกิดความดันหรือ Vacuum ขึ้น ภายใน Test tank และดูว่าตัว Pressure-Vacuum relief valve ทำงานเมื่อ Pressure (Vacuum) ภายใน Test tank มีค่าเป็นเท่าไร (ดูรูปประกอบนะครับ)

ซึ่งในคู่มือหรือ Manual ของผู้ผลิตหลายเจ้าเลือกใช้ค่า Acceptable Tolerance เท่ากับ +/-10% ของค่า Set Pressure (Vacuum) ครับ

ตัวผมเองตอนนี้ก็ใช้ค่า Tolerance +/-10% เช่นกันครับ… หากท่านใดมีข้อมูลอื่นๆ มาร่วมแชร์กันได้นะครับ

..

.

มีต่อ Part 2 เกี่ยวกับ Leakage Test ในครั้งหน้าครับ…
by Mo Thanachai