Le fonctionnement réussi et fiable des équipements de production de vapeur nécessite l’application des meilleures méthodes disponibles pour prévenir le tartre et la corrosion. Lorsque des pannes d’équipement se produisent, il est important que la cause du problème soit correctement identifiée afin que des mesures correctives appropriées puissent être prises pour éviter qu’elles ne se reproduisent. Un diagnostic erroné d’une panne peut conduire à des mesures correctives inappropriées ; ainsi, les problèmes persistent.
Il y a des moments où les raisons des échecs sont obscures. Dans ces cas, une enquête approfondie peut être nécessaire pour découvrir les causes. Cependant, dans la plupart des cas, la zone à problème affiche certains signes spécifiques et révélateurs. Lorsque ces caractéristiques sont correctement interprétées, la cause d’un problème et le remède deviennent tout à fait évidents.
FISSURATION DU DÉGAZAGE
Suite à l’intervention d’un chauffagiste | Bruno à Paris 75007, des fissures se sont développées dans de nombreuses chaudières au niveau des soudures et des zones affectées par la chaleur à proximité des soudures. La fissuration se produit le plus souvent au niveau de la soudure tête-coque, sous le niveau de l’eau dans le compartiment de stockage. Cependant, il peut également se produire au-dessus du niveau de l’eau et au niveau des soudures longitudinales. Étant donné que les fissures peuvent se développer jusqu’au point de défaillance de l’équipement, elles représentent un risque potentiel pour la sécurité nécessitant une inspection périodique de l’équipement et, le cas échéant, une réparation ou un remplacement. Le test de particules magnétiques fluorescentes humides est recommandé pour l’identification des fissures.
Le mécanisme de la plupart des fissures de dés-aérateur a été identifié comme étant la fissuration par fatigue assistée par l’environnement. Bien que les causes exactes ne soient pas connues, des mesures peuvent être prises pour minimiser le potentiel de fissuration (par exemple, relâchement des contraintes des soudures et minimisation des contraintes thermiques et mécaniques pendant le fonctionnement). De plus, la chimie de l’eau doit être conçue pour minimiser la corrosion.
ÉROSION DE LA CONDUITE D’EAU D’ALIMENTATION
L’eau à grande vitesse et en particulier les mélanges eau/vapeur provoquent l’érosion des systèmes d’alimentation en eau. Les problèmes d’érosion les plus couramment rencontrés se produisent au niveau des virages en épingle à cheveux dans les économiseurs à vapeur. Ici, le mélange de vapeur et d’eau amincit les coudes, laissant une empreinte caractéristique de fer à cheval inversé.
Des problèmes similaires peuvent être rencontrés dans les conduites d’eau d’alimentation où des vitesses élevées créent le modèle d’amincissement familier. Ces problèmes peuvent survenir même à des vitesses d’écoulement moyennes modérées lorsqu’une séquence de coudes provoque une augmentation significative de la vitesse locale.
Afin d’atténuer les problèmes d’érosion, il est utile de maintenir les conditions chimiques de l’eau qui forment la couche d’oxyde la plus tenace. Cependant, les problèmes ne peuvent pas être complètement résolus sans modifications de conception ou de fonctionnement.
TUBES ECONOMISEURS
Les dommages les plus graves surviennent à l’entrée de l’économiseur et, le cas échéant, au niveau des cordons de soudure des tubes. Lorsque des économiseurs sont installés, un fonctionnement efficace du réchauffeur dés-aérateur est absolument essentiel. L’application d’un désoxygénant à action rapide, tel que le sulfite de sodium catalysé, aide également à protéger cette partie vitale de la chaudière.
Bien que la piqûre d’oxygène soit la forme la plus courante de corrosion côté eau qui provoque des défaillances du tube de l’économiseur, la soude caustique s’est parfois accumulée sous les dépôts et a provoqué un gouge-age caustique. Habituellement, ce type d’attaque se développe dans une zone d’un économiseur où la génération de vapeur a lieu sous un dépôt et où de la soude caustique libre est présente dans l’eau d’alimentation. La meilleure solution à ce problème est un traitement amélioré qui éliminera le dépôt.
Les autres causes courantes de défaillance de l’économiseur comprennent la fissuration par fatigue aux extrémités des tubes laminés et la corrosion au coin du feu causée par la condensation de l’acide des gaz de combustion de la chaudière.
PANNES DUES À LA SURCHAUFFE
Lorsque des défaillances de tubes se produisent en raison d’une surchauffe et d’un écoulement plastique (conditions couramment associées aux dépôts), la cause est généralement identifiée par les dépôts qui subsistent. Les analyses métallographiques sont parfois utiles pour confirmer si une exposition à court ou à long terme à des conditions de surchauffe existait avant la défaillance. De telles analyses sont également utiles lorsque la qualité du métal ou des défauts de fabrication sont suspectés, bien que ces facteurs ne soient significatifs que dans des cas isolés.
Lorsque des défaillances de tube se produisent en raison d’une surchauffe, un examen attentif de la section de tube défectueuse révèle si la défaillance est due à une augmentation rapide de la température de la paroi du tube ou à une accumulation progressive et à long terme de dépôt. Lorsque les conditions provoquent une élévation rapide de la température du métal à 1600 ° F ou plus, les conditions d’écoulement plastique sont atteintes et une rupture violente se produit.
Des explosions violentes de la variété à lèvres fines se produisent lorsque la circulation de l’eau dans le tube est interrompue par un blocage ou par une défaillance de la circulation causée par de faibles niveaux d’eau. Dans certaines conceptions de tambour à vapeur, le niveau d’eau est extrêmement critique car le déflecteur peut isoler une section génératrice de la chaudière lorsque le niveau d’eau du tambour à vapeur tombe en dessous d’un certain point.
Des éclats à lèvres minces se produisent également dans les tubes du surchauffeur lorsque le débit de vapeur est insuffisant, lorsque les dépôts limitent le débit ou lorsque les tubes sont bloqués par l’eau en raison d’un taux d’allumage rapide lors du démarrage de la chaudière.
Les interruptions de débit n’entraînent pas toujours une défaillance rapide. Selon la température du métal atteinte, le tube peut être endommagé par des mécanismes corrosifs ou d’amincissement pendant une longue période de temps avant que des renflements ou des cloques ou des défaillances pures ne se développent. Dans de tels cas, un examen métallurgique en plus d’un examen des facteurs mécaniques contributifs peut être utile pour identifier la source du problème.
Une condition de tartre à long terme qui conduira à une fuite du tube est généralement indiquée par une surface externe ridée et bombée et une fissure ou une ouverture finale à lèvres épaisses. Cet aspect indique une défaillance par fluage à long terme créée par la formation répétitive de tartre, provoquant une surchauffe et un gonflement de la surface du tube sous la forme d’un renflement ou d’une cloque. L’échelle, dans de tels cas, a tendance à se fissurer; l’eau entre en contact avec le métal et le refroidit jusqu’à ce qu’un nouveau détartrage répète le processus. Le revêtement d’oxyde de fer sur la surface externe se fissure pendant le processus, donnant lieu aux fissures de fluage longitudinales caractéristiques.
DÉFAILLANCES DUES À LA CORROSION
Fissuration par corrosion
Divers mécanismes de corrosion contribuent à la défaillance du tube de la chaudière. La corrosion sous contrainte peut entraîner une fissuration inter-cristalline ou trans-granulaire de l’acier au carbone. Elle est causée par une combinaison de contraintes métalliques et de la présence d’un corrosif. Un examen métallurgique de la zone défaillante est nécessaire pour confirmer le type spécifique de fissuration. Une fois que cela est déterminé, des mesures correctives appropriées peuvent être prises.
Fragilisation caustique
La fragilisation caustique, une forme spécifique de corrosion sous contrainte, entraîne la fissuration inter-cristalline de l’acier. La fissuration inter-cristalline ne se produit que lorsque tous les éléments suivants sont présents : des conditions de contrainte spécifiques, un mécanisme de concentration tel qu’une fuite et du NaOH libre dans l’eau de la chaudière. Par conséquent, les tubes de chaudière échouent généralement à cause de la fragilisation caustique aux points où les tubes sont enroulés en feuilles, tambours ou collecteurs.
La possibilité de fragilisation ne doit pas être ignorée même lorsque la chaudière est de conception entièrement soudée. Des soudures fissurées ou des fuites d’extrémité de tube peuvent fournir le mécanisme par lequel le métal du tambour peut être affecté de manière négative. En présence de caustique libre, une fragilisation est possible.
Un détecteur de fragilisation peut être utilisé pour déterminer si une eau de chaudière a ou non des tendances à la fragilisation .
Le nitrate de sodium est le traitement standard pour inhiber la fragilisation dans les chaudières fonctionnant à basse pression. Les rapports de nitrate de sodium à l’hydroxyde de sodium dans l’eau de la chaudière recommandée par le Bureau des Mines dépendent de la pression de fonctionnement de la chaudière.
À des pressions supérieures à 900 psig, le contrôle coordonné phosphate/pH est le traitement interne habituel. Lorsqu’elle est correctement administrée, cette méthode de traitement empêche le développement de fortes concentrations de caustique, éliminant ainsi le potentiel de fragilisation caustique.
Fatigue due à la corrosion
La fissuration trans-granulaire (voir plus) principalement due aux contraintes cycliques est la forme de fissuration la plus courante rencontrée dans les chaudières industrielles. Afin de déterminer la cause d’une rupture trans-granulaire, il est nécessaire d’étudier à la fois la conception et les conditions de fonctionnement de la chaudière. Les chaudières à récupération de chaleur à tube droit, à coque et à tube développent fréquemment des défaillances des tubes et des plaques tubulaires en raison de l’imposition de contraintes inégales. Une cause principale en est la répartition inégale des gaz chauds sur la face de la plaque tubulaire. Les tubes impliqués ont tendance à se détacher, créant des problèmes de fuite. Même lorsque les tubes sont solidement soudés, les contraintes imposées peuvent provoquer une fissuration transversale des tubes.
Toute caractéristique de conception qui permet la formation de poches de vapeur dans une unité peut provoquer une surchauffe et une trempe cycliques. Cela peut entraîner une fissuration transversale des tubes et, occasionnellement, des coquilles. Une telle fissuration apparaît toujours dans la zone de plus grande contrainte et se traduit par des fissures principalement trans-granulaires.
Certaines fissures inter-cristallines peuvent se développer dans ce type de défaillance, que du Na OH libre soit présent ou non. Cependant, le type prédominant de fissuration se situe à travers la structure granulaire du métal. Parce qu’elle est induite mécaniquement, la fissuration se produit indépendamment des concentrations chimiques de l’eau de chaudière. Les fissures sont souvent accompagnées d’un certain nombre de piqûres adjacentes ou alignées avec la fissuration, autre indicateur spécifique des contraintes mécaniques imposées. Tous les corrosifs présents contribuent à la formation des piqûres. La réaction normale entre le fer et l’eau est suffisante pour provoquer des piqûres aux ruptures du mince film d’oxyde formé sur les surfaces fraîchement exposées sous contrainte.
Corrosion induite par le stress
Certaines parties de la chaudière peuvent être très sensibles à la corrosion en raison des contraintes des forces mécaniques appliquées au cours des processus de fabrication et de fabrication. Les dommages sont généralement visibles dans les composants sollicités, tels que les extrémités de tube roulées, les boulons filetés et les séparateurs à cyclone. Cependant, la corrosion peut également se produire au niveau des attaches soudées dans toute la chaudière et peut rester non détectée jusqu’à ce qu’une défaillance se produise . Une inspection régulière des signes de corrosion, en particulier dans la zone du caisson d’air des chaudières de récupération Kraft, est recommandée en raison du risque d’explosion causée par une fuite de tube.
Le potentiel de corrosion induite par les contraintes peut être réduit si les facteurs suivants sont minimisés : les contraintes développées dans les composants de la chaudière, le nombre de cycles thermiques et le nombre de nettoyages chimiques de la chaudière. De plus, il est nécessaire de maintenir un contrôle adéquat de la chimie de l’eau pendant le fonctionnement et de fournir une protection contre la corrosion pendant les arrêts.
Oxygène dissous
La corrosion par l’oxygène dissous est une menace constante pour l’intégrité du chauffe-eau, de l’économiseur et du tube de la chaudière. Au fur et à mesure que les méthodes de traitement de contrôle des dépôts se sont améliorées, le besoin d’un contrôle efficace de l’oxygène est devenu de plus en plus important.
Le premier accent sérieux sur le contrôle de l’oxygène a commencé lorsque les traitements à base de phosphate ont été introduits pour remplacer les traitements à la soude courants avant cette époque. Le tartre de carbonate de calcium dense et dur qui s’est développé avec les traitements à la cendre de soude a protégé les tubes et les fûts d’une grave corrosion par l’oxygène. Avec l’application du traitement au phosphate, les surfaces des tubes et des tambours étaient plus propres. Par conséquent, une plus grande partie de la surface a été exposée aux corrosifs dans l’eau. Cela a stimulé l’utilisation de réchauffeurs d’eau d’alimentation ouverts améliorés pour éliminer la majeure partie de l’oxygène avant l’entrée de l’eau dans la chaudière. Aujourd’hui, la plupart des usines sont équipées de réchauffeurs de dégazage efficaces. L’utilisation de piégeurs d’oxygène, tels que le sulfite de sodium catalysé, l’hydrazine et les piégeurs organiques, est également une pratique courante.
L’utilisation de traitements chélateurs et d’eau déminéralisée a amélioré la propreté des surfaces de transfert de chaleur de la chaudière à un point tel que les conditions essentiellement de métal nu sont courantes. Seul un mince film d’oxyde magnétique protecteur reste dans de tels cas. En conséquence, le contrôle de l’oxygène est devenu encore plus essentiel aujourd’hui. L’utilisation de sulfite catalysé, le cas échéant, est une recommandation standard dans les applications de chélation.
Le contrôle de la corrosion pendant les temps d’arrêt est devenu de plus en plus important ces dernières années pour prévenir ou inhiber les défaillances par piqûre. Souvent, l’eau froide non désaérée est utilisée pour le refroidissement rapide ou le démarrage d’une chaudière. Il s’agit d’une pratique d’exploitation risquée, généralement choisie pour des raisons économiques. De graves piqûres peuvent se produire dans de tels cas, en particulier dans les chaudières qui ont été maintenues dans un état sans dépôt. Par conséquent, il est généralement plus économique de maintenir des surfaces de transfert de chaleur propres et d’éliminer l’utilisation d’eau froide contenant de l’oxygène dissous pendant les périodes de refroidissement et de démarrage. Cette pratique peut entraîner des économies de combustible et améliorer la fiabilité de la chaudière.
Corrosion chélatrice
Au cours des premières années d’utilisation du chélateur, presque tous les problèmes de corrosion interne de la chaudière étaient étiquetés «corrosion chélatrice». Cependant, d’autres corrosifs tels que l’oxygène, le dioxyde de carbone, la soude caustique, l’acide, le placage de cuivre et l’eau sont encore des causes courantes de corrosion des chaudières. De plus, les conditions mécaniques conduisant à la fragilisation caustique, à l’ébullition pelliculaire et à la couverture de vapeur sont encore plus répandues aujourd’hui que jamais, en raison de l’augmentation des taux de transfert de chaleur et de la conception plus compacte des générateurs de vapeur. La corrosion chélatrice, ou attaque chélatrice, a des caractéristiques spécifiques et ne se développe que dans certaines conditions.
La corrosion chélatrice du métal de la chaudière ne se produit que lorsqu’une concentration excessive du sel de sodium est maintenue pendant une période de temps. L’attaque est de type dissolvant ou amincissant – pas de piqûres – et est concentrée dans les zones de contrainte à l’intérieur de la chaudière. Il provoque l’amincissement des extrémités de tube enroulées, des éléments filetés, des bords de chicane et des parties similaires des zones sollicitées et non soulagées. Normalement, les tubes recuits et les surfaces des tambours ne sont pas attaqués. Lorsque l’amincissement du tube se produit dans une chaudière traitée avec un chélateur, des signes de couverture de vapeur et/ou d’ébullition pelliculaire sont parfois présents. Dans de tels cas, l’échec se produit quel que soit le type de traitement interne utilisé.
On pense souvent que les piqûres sont le résultat d’une attaque de chélateurs. Cependant, la piqûre des tubes de chaudière en acier au carbone est presque toujours due à la présence d’oxygène ou d’acide incontrôlé. Rarement, le placage de cuivre (généralement le résultat d’une opération de nettoyage à l’acide inappropriée) peut entraîner des problèmes de piqûres.
Attaque caustique
L’attaque caustique (ou corrosion caustique), différenciée de la fragilisation caustique, se rencontre dans les chaudières à eau déminéralisée et survient le plus souvent dans les chaudières phosphatées où se forment des dépôts sur les tubes, en particulier à fort apport de chaleur ou dans des zones de mauvaise circulation. Les dépôts de nature poreuse permettent à l’eau de la chaudière de s’infiltrer dans les dépôts, provoquant une accumulation continue de solides de l’eau de la chaudière entre le métal et les dépôts.
Étant donné que la soude caustique ne cristallise pas dans de telles circonstances, la concentration caustique dans le liquide piégé peut atteindre 10 000 ppm ou plus. Des composés caustiques-ferritiques complexes se forment lorsque la soude dissout le film protecteur d’oxyde magnétique. L’eau en contact avec le fer tente de restaurer le film protecteur de magnétite (Fe3O4). Tant que les fortes concentrations caustiques demeurent, ce processus destructeur entraîne une perte continue de métal.
Lorsque les dépôts sont retirés de la surface du tube lors de l’examen, les gouges caractéristiques sont très évidentes, ainsi que le dépôt de sels blancs qui délimite généralement les bords de la zone de dépôt d’origine. Le dépôt blanchâtre est du carbonate de sodium, résidu de soude caustique réagissant avec le dioxyde de carbone de l’air.
Les inspections des chaudières avec attaque caustique montrent souvent des accumulations excessives d’oxyde magnétique dans les zones à faible débit des tambours et des collecteurs. Ceci est provoqué par l’écaillage, en cours de fonctionnement, de dépôts sous lesquels s’est formé le matériau complexe caustique-ferritique. Lorsqu’il est mis en contact et dilué par l’eau de la chaudière, ce complexe instable se transforme immédiatement en oxyde caustique et magnétique libre. L’oxyde magnétique en suspension et libéré se déplace et s’accumule dans les zones à faible débit ou à flux de chaleur élevé de la chaudière.
Bien que l’attaque caustique soit parfois appelée piqûre caustique, l’attaque apparaît physiquement comme un gouge-age ou un amincissement irrégulier et ne doit pas être confondue avec la pénétration concentrée et localisée de la piqûre représentative de l’attaque par l’oxygène ou l’acide.
Nappage à la vapeur
Un certain nombre de conditions permettent un écoulement stratifié de vapeur et d’eau dans un tube donné, ce qui se produit généralement dans une zone à faible apport de chaleur de la chaudière. Ce problème est influencé par l’angle des tubes concernés, ainsi que par la charge réelle maintenue sur la chaudière. La stratification se produit lorsque, pour une raison quelconque, la vitesse n’est pas suffisante pour maintenir la turbulence ou le mélange complet de l’eau et de la vapeur lors du passage dans les tubes. La stratification se produit le plus souvent dans les tubes inclinés situés loin de la zone de chaleur rayonnante de la chaudière, où l’apport de chaleur est faible et où la circulation positive dans les tubes peut faire défaut.
L’examen des tubes affectés révèle généralement une ligne d’eau proéminente avec un amincissement général dans la partie supérieure du tube ou de la couronne. Dans de rares cas, le fond du tube est aminci. Lorsque l’eau de la chaudière contient de la soude caustique, des concentrations élevées s’accumulent et entraînent une corrosion caustique et un creusement sous les dépôts qui s’accumulent au niveau de la conduite d’eau.
Dans certains cas, une stratification peut se produire avec un apport de chaleur au sommet ou à la couronne du tube. Cela crée un degré élevé de surchauffe dans la couverture de vapeur. La réaction directe de la vapeur avec l’acier chaud se développe si la température du métal atteint 750°F ou plus. La corrosion de l’acier se poursuivra dans de telles circonstances, qu’il y ait présence ou non de caustique. En cas de doute sur la cause exacte, une analyse métallographique montrera si des écarts de température anormaux ont contribué au problème. Les dépôts que l’on trouve habituellement dans de telles circonstances sont composés principalement d’oxyde de fer magnétique (Fe3O4). De l’hydrogène se forme également à la suite de la réaction et est libéré avec la vapeur.
Un problème quelque peu inhabituel lié aux problèmes de circulation et d’apport de chaleur a été rencontré dans les tubes de toit. Ces tubes sont généralement conçus pour capter la chaleur du côté inférieur uniquement. Les problèmes se développent généralement lorsque les tubes s’affaissent ou se détachent du toit, provoquant l’exposition de toute la surface du tube aux gaz chauds. La surchauffe qui se développe habituellement, ainsi que la pression interne, provoquent un élargissement progressif du tube, parfois assez uniformément. La rupture se produit lorsque le tube expansé ne peut plus supporter les effets combinés de la contrainte thermique et de la pression interne.
Les tubes de surchauffeur présentent souvent le même effet de gonflement ou d’élargissement. Dans de tels cas, le débit de vapeur a été limité pour une raison quelconque, entraînant une surchauffe et éventuellement une panne.
Attaque acide
L’attaque acide des tubes et tambours des chaudières se présente généralement sous la forme d’un amincissement général de toutes les surfaces . Il en résulte un aspect de surface visuellement irrégulier. Des surfaces lisses apparaissent dans les zones d’écoulement où l’attaque s’est intensifiée. Dans les cas graves, d’autres composants, tels que les chicanes, les écrous et les boulons et d’autres zones sollicitées, peuvent être gravement endommagés ou détruits, ne laissant aucun doute quant à la source du problème.
Les cas graves d’attaque à l’acide peuvent généralement être attribués à une opération de nettoyage à l’acide insatisfaisante ou à une contamination du procédé. Certaines installations industrielles rencontrent une contamination périodique des condensats de retour, ce qui élimine l’alcalinité de l’eau de la chaudière. Occasionnellement, de l’acide de régénération provenant d’un processus d’échange d’ions est rejeté accidentellement dans le système d’eau d’alimentation de la chaudière. La contamination du condensat par l’eau de refroidissement peut abaisser le pH de l’eau de la chaudière et provoquer des dépôts importants et des piqûres dans les zones de flux de chaleur élevé. Les dommages peuvent être assez graves si des mesures immédiates ne sont pas prises pour neutraliser l’acide.
Dans le cas de la contamination des procédés industriels, il est possible que des contaminants organiques se décomposent sous la température et la pression de la chaudière pour former des acides organiques. Le sucre est un excellent exemple de substance organique qui, lorsqu’elle est renvoyée en grande quantité, peut entraîner une perte rapide de l’alcalinité de l’eau de la chaudière et réduire le pH de l’eau de la chaudière à 4,3 et moins. La plupart des usines de raffinage du sucre maintiennent des systèmes de pompage de secours, pour ajouter de la soude caustique afin de neutraliser ces acides le plus rapidement possible.
Corrosion due au cuivre
Des piqûres de fûts de chaudières et de bancs de tubes ont été rencontrées en raison de dépôts de cuivre métallique, formés lors de procédures de nettoyage à l’acide qui ne compensent pas complètement la quantité d’oxydes de cuivre dans les dépôts d’origine. Le cuivre dissous peut être plaqué sur des surfaces en acier fraîchement nettoyées, créant éventuellement des zones de corrosion anoxique et formant des piqûres très similaires en forme et en apparence à celles causées par l’oxygène.
Dans de tels cas, le placage de cuivre métallique est tout à fait évident. Dans la plupart des cas, il est localisé dans certains bancs de tubes, donnant lieu à des piqûres aléatoires dans ces zones particulières. Chaque fois que l’on découvre des gisements contenant de grandes quantités de cuivre ou de son oxyde, des précautions particulières sont nécessaires pour éviter le dépôt de cuivre lors des opérations de nettoyage.
Les dépôts de cuivre et les températures supérieures à 1600°F peuvent fragiliser le métal liquide .
Attaque à l’hydrogène ou fragilisation
Depuis 1960 environ, l’attaque par l’hydrogène, ou fragilisation, est de plus en plus fréquente dans les systèmes à haute pression et à haute pureté. Il n’est pas rencontré dans l’usine industrielle moyenne car le problème ne se produit généralement que dans les unités fonctionnant à des pressions de 1500 psig ou plus.
Dans les systèmes de ce type, l’alcalinité de l’eau de la chaudière est maintenue à des valeurs assez faibles par rapport aux normes habituelles pour un fonctionnement à basse pression. Aux pressions de fonctionnement indiquées et aux conditions d’eau imposées, des programmes coordonnés pH/phosphate ou volatil total sont utilisés. Parce que l’eau de la chaudière est relativement non tamponnée, les programmes volatils totaux sont plus affectés par les contaminants qui peuvent abaisser l’alcalinité ou le pH de l’eau de la chaudière.
Lorsque les contaminants abaissent suffisamment le pH de l’eau de la chaudière, l’attaque acide de l’acier génère de l’hydrogène. Si cela se produit sous des dépôts de tubes durs, adhérents et non poreux, la pression d’hydrogène dans le dépôt peut s’accumuler jusqu’au point où l’hydrogène pénètre dans le tube en acier.
Lorsque l’hydrogène atomique imprègne la structure métallique, il réagit avec le contenu en carbone pour former du méthane. Parce que la molécule de méthane est trop grande pour diffuser à travers l’acier, une pression excessive se développe dans la structure métallique, provoquant la rupture du métal le long des limites cristallines où le méthane s’est formé. La fissuration qui se développe est principalement de nature inter-cristalline ou inter-granulaire, la zone métallique affectée se décarburant au cours du processus. La rupture se produit lorsque la section rompue ne peut plus supporter la pression interne. Les ruptures sont violentes et soudaines et peuvent être désastreuses. Les sections défaillantes du tube sont fissurées en mode inter-granulaire et décarburées, mais conservent généralement les dimensions ou l’épaisseur d’origine du matériau du tube.
Bien qu’il existe de nombreuses causes d’un faible pH de l’eau de la chaudière, cela se produit le plus souvent lorsque de l’eau saumâtre est utilisée pour le refroidissement du condenseur. De petites quantités de chlorure de magnésium, en particulier, ont provoqué des variations de pH extrêmement faibles, nécessitant une surveillance très étroite et la détection de très faibles niveaux de contamination dans le condensat.
Pour résumer, la fragilisation par l’hydrogène ne se produit que lorsqu’un tartre dur et dense est présent sur les surfaces des tubes, permettant à l’hydrogène de se concentrer sous le dépôt et de pénétrer le métal. Une contamination acide ou des variations de pH bas produisent généralement les conditions de génération d’hydrogène. Ce type d’attaque peut se développer très rapidement ; par conséquent, une surveillance constante de la pureté du condensat est requise.
Comme indiqué, la fragilisation par l’hydrogène se produit généralement dans les systèmes de haute pureté qui fonctionnent à 1500 psig ou plus. Bien qu’il soit parfois confondu avec la fissuration par fluage intergranulaire, ce type de rupture peut être positivement identifié par la nature intergranulaire distinctive de la fissuration et de l’état décarburé du métal.
Des études d’unités fonctionnant à ces pressions et dans ces conditions ont généralement indiqué que l’application d’un contrôle coordonné du pH/phosphate réduira la possibilité de fragilisation par l’hydrogène. Cela est dû principalement à l’amélioration du tampon de l’eau de la chaudière avec la présence de phosphate.
Tubes de surchauffeur
Les défaillances des tubes de surchauffeur sont causées par un certain nombre de conditions, à la fois mécaniques et chimiques. Dans tous les cas de défaillance d’un tube de surchauffeur, l’analyse des dépôts trouvés est un facteur important dans la résolution du problème. Les dépôts d’oxyde magnétique au point de défaillance sont une indication directe de l’oxydation du métal du tube . Cette oxydation se produit lors d’une surchauffe où les températures du métal dépassent la température de conception et l’acier entre en réaction directe avec la vapeur pour former de l’oxyde de fer magnétique avec dégagement d’hydrogène. Lorsque les dépôts trouvés dans la zone de défaillance sont principalement de l’oxyde de fer, il peut être nécessaire d’explorer un certain nombre de conditions de fonctionnement afin de déterminer la cause initiale.
Une oxydation peut se produire si le débit de vapeur à travers les tubes est limité ou si l’apport de chaleur est excessif, ce qui permet une surchauffe. Dans le cas d’un débit de vapeur insuffisant, la restriction peut être due à des conditions prévalant pendant les périodes de transition de démarrage ou d’arrêt de la chaudière. Cela se produit si des précautions adéquates n’ont pas été prises pour protéger le surchauffeur pendant les périodes de transition. À aucun moment, la température des gaz ne doit dépasser 900 °F dans la zone du surchauffeur jusqu’à ce que la chaudière atteigne la pression de fonctionnement et que tous les tubes du surchauffeur soient exempts d’eau qui aurait pu s’accumuler pendant le temps d’arrêt. Des conditions de surchauffe peuvent se développer pendant les périodes de fonctionnement à faible charge lorsqu’une distribution adéquate de la vapeur saturée à travers le banc de tubes au niveau du collecteur d’entrée n’a pas été obtenue.
Des dépôts de sel soluble peuvent se former à l’entrée d’un tube de surchauffeur en raison d’un entraînement excessif des solides de l’eau de la chaudière avec la vapeur. Cela peut entraîner un débit restreint. Cependant, une surchauffe et des défaillances d’oxydation directe peuvent se produire dans des zones nettement éloignées du blocage, telles que les boucles inférieures ou les zones les plus chaudes des tubes du surchauffeur.
Dans certains cas, il existe une délimitation très nette entre les produits d’oxydation dans la zone chaude et les dépôts de sels solubles à l’entrée. Cependant, dans la plupart des cas, un pourcentage élevé de dépôts de sel de sodium se trouve dans les zones chaudes avec les produits d’oxydation. Il ne fait guère de doute dans de tels cas que le transfert d’eau de chaudière a contribué au problème.
La surchauffe périodique des surchauffeurs, causée par un contrôle insuffisant des températures de la chambre de combustion pendant les périodes de démarrage et d’arrêt, entraîne généralement des fissures épaisses et des cloques avec toutes les preuves d’une défaillance par fluage. Comme dans le cas des tubes d’eau, un tube de surchauffeur échouera rapidement (souvent violemment) lorsque le débit est bloqué pendant une courte période et que la température du tube augmente rapidement jusqu’aux températures d’écoulement plastique. Déterminer si une défaillance est due à une situation à long ou à court terme dépend essentiellement des mêmes caractéristiques générales qui s’appliquent à l’examen des tubes d’eau.
Les piqûres d’oxygène des tubes du surchauffeur, en particulier dans la zone de la boucle pendante, sont assez courantes et se produisent pendant les temps d’arrêt. Elle est causée par l’exposition de l’eau de ces zones à l’oxygène de l’air.
Il est essentiel que les instructions du fabricant soient strictement suivies pour éviter les problèmes de surchauffe lors du démarrage ou de l’arrêt et pour éviter la corrosion par l’oxygène pendant les temps d’arrêt.
Lorsque des dépôts de sels solubles sont trouvés dans les tubes du surchauffeur, la pureté de la vapeur est une préoccupation primordiale. Selon l’expérience des laboratoires Betz, après avoir mené des milliers d’études sur la pureté de la vapeur pendant de nombreuses années, on peut s’attendre à des dépôts de sels solubles dans les surchauffeurs, avec les problèmes qui en découlent, chaque fois que les solides de la vapeur dépassent 300 ppb. Par conséquent, lorsque des dépôts de sels solubles sont découverts, une enquête approfondie sur la pureté de la vapeur (et les raisons d’une mauvaise pureté) est nécessaire.
Problèmes de conception de chaudière
Certains défauts de conception de base peuvent contribuer aux défaillances des tubes. Les problèmes qui surviennent à la suite d’un défaut de conception peuvent être intensifiés par la chimie de l’eau de la chaudière. L’eau de la chaudière contient souvent des éléments qui deviennent corrosifs lorsqu’ils sont concentrés bien au-delà des valeurs normales en raison de problèmes de conception.
De nombreuses chaudières industrielles, par exemple, sont traitées de telle manière que de faibles concentrations de soude caustique sont présentes dans l’eau de chaudière. La caustique peut devenir corrosive pour l’acier lorsque l’eau de la chaudière est autorisée à se concentrer à des valeurs anormalement élevées en raison d’une mauvaise conception. Même en l’absence de caustique, les conditions qui permettent une stratification ou une couverture de vapeur et une élévation localisée des températures du métal au-delà de 750°F permettent une oxydation ou une corrosion directe de l’acier en contact avec l’eau ou la vapeur. Cela provoque une perte de métal et une éventuelle rupture du tube.
Les tubes de toit, les tubes d’arc de nez et les tubes de passage de convection avec des pentes inférieures à 30 degrés par rapport à l’horizontale sont plus sujets aux problèmes de dépôt et de stratification et aux défaillances des tubes que les tubes verticaux. Chaque fois qu’un chélateur est présent dans l’eau de chaudière, les sels de sodium de l’acide éthylène diamine tétra acétique (EDTA), en particulier, sont détruits à haute température, laissant un résidu de soude caustique. Le résidu de soude caustique du chélateur est généralement un additif insignifiant à tout caustique pouvant être présent normalement.
Un contributeur fréquent aux problèmes de chaudière de récupération de chaleur est la distribution inégale des gaz à travers les tubes d’entrée à l’extrémité chaude. Cela provoque des contraintes et des distorsions inégales et conduit à des problèmes de contraintes mécaniques et de fatigue.
L’utilisation de configurations de tubes en épingle à cheveux horizontaux avec une circulation forcée inadéquate de l’eau à travers les tubes permet souvent une stratification de la vapeur et de l’eau. Cela conduit souvent à des problèmes de couverture de vapeur ou de corrosion caustique.
Procédures d’analyse des défaillances des tubes de chaudière
Parfois, la cause d’une défaillance ne peut pas être facilement déterminée, ce qui rend difficile la détermination de l’action corrective appropriée. Un examen détaillé de la défaillance et des données de fonctionnement associées est généralement utile pour identifier le mécanisme de la défaillance afin que des mesures correctives puissent être prises.
Des procédures d’investigation appropriées sont nécessaires pour des analyses métallurgiques précises des tubes de chaudière. Selon le cas spécifique, un examen macroscopique combiné à une analyse chimique et une analyse microscopique du métal peuvent être nécessaires pour évaluer le(s) mécanisme(s) de défaillance primaire(s). Lorsqu’une section de tube défaillante est retirée d’une chaudière, des précautions doivent être prises pour éviter la contamination des dépôts et des dommages aux zones défaillantes. En outre, le tube doit être correctement étiqueté avec son emplacement et son orientation.
La première étape de l’examen en laboratoire est un examen visuel approfondi. Les surfaces côté feu et côté eau doivent être inspectées pour déceler toute défaillance ou tout signe de défaillance imminente. La documentation photographique de l’état du tube tel qu’il a été reçu peut être utilisée dans la corrélation et l’interprétation des données obtenues au cours de l’enquête. Une attention particulière doit être accordée à la couleur et à la texture des dépôts, à l’emplacement et à la morphologie de la surface de fracture et au contour de la surface métallique. Un stéréo microscope permet un examen détaillé sous un grossissement de faible puissance.
L’analyse dimensionnelle d’un tube défaillant est importante. Les pieds à coulisse et les micromètres à pointe sont des outils précieux qui permettent une évaluation quantitative des caractéristiques de défaillance telles que le renflement, l’amincissement de la paroi au niveau d’une lèvre de rupture et les dommages dus à la corrosion. L’étendue de la dilatation ductile et/ou de la formation d’oxyde peut fournir des indices pour déterminer le mécanisme de défaillance primaire. L’amincissement de la paroi externe dû aux mécanismes d’érosion ou de corrosion au coin du feu peut entraîner des ruptures de tubes qui imitent souvent l’apparence de dommages causés par la surchauffe. Dans ces cas, l’analyse dimensionnelle des zones adjacentes peut aider à déterminer si un amincissement significatif de la paroi externe s’est produit avant la rupture. Une photographie d’une coupe transversale de tube prise immédiatement à côté d’un site de défaillance peut aider à l’analyse dimensionnelle et fournir une documentation claire.
L’étendue, l’orientation et la fréquence de la fissuration de la surface du tube peuvent être utiles pour identifier un mécanisme de défaillance. Alors que les dommages de surchauffe provoquent généralement des fissures longitudinales, les dommages de fatigue entraînent généralement des fissures transversales à l’axe du tube. En particulier, les zones adjacentes aux supports soudés doivent être examinées de près pour les fissures. Des essais non destructifs peuvent être nécessaires pour identifier et évaluer l’étendue de la fissuration.
Lorsque les directives appropriées sur la chimie de l’eau sont respectées, les surfaces côté eau des tubes de la chaudière sont recouvertes d’une fine couche protectrice de magnétite noire. Un dépôt excessif au bord de l’eau peut entraîner des températures de métal supérieures à la conception et une éventuelle défaillance du tube. L’analyse quantitative de la surface interne du tube implique généralement la détermination de la valeur de densité pondérale du dépôt (DWD) et de l’épaisseur du dépôt. L’interprétation de ces valeurs peut définir le rôle des dépôts internes dans un mécanisme de défaillance. Les valeurs DWD sont également utilisées pour déterminer si un nettoyage chimique des tubes de la chaudière est nécessaire ou non. De plus, la surface du tube peut être soigneusement nettoyée au moyen d’un sablage aux billes de verre pendant le test DWD. Cela facilite l’évaluation précise des dommages dus à la corrosion côté eau ou côté feu (p. ex., piqûres, entailles) qui peuvent être cachés par des dépôts.
La présence de schémas de dépôt inhabituels sur une surface au bord de l’eau peut être une indication que des schémas de circulation non optimaux existent dans un tube de chaudière. Par exemple, le suivi longitudinal des dépôts dans un tube de toit horizontal peut indiquer des conditions de couverture de vapeur. L’inertage de vapeur, qui se produit lorsque les conditions permettent un écoulement stratifié de vapeur et d’eau dans un tube donné, peut entraîner une corrosion accélérée (par exemple, amincissement et/ou gouge age des parois) et une défaillance du tube.
Lorsque des dépôts internes excessifs sont présents dans un tube, des analyses chimiques précises peuvent être utilisées pour déterminer la source du problème et les étapes nécessaires à la correction. Dans la mesure du possible, il est conseillé de prélever une composition « en vrac », en raclant et en sertissant le tube et en prélevant une coupe transversale du dépôt pour analyse chimique. En règle générale, une valeur de perte au feu (LOI) est également déterminée pour le dépôt côté eau. La valeur LOI, qui représente la perte de poids obtenue après chauffage du dépôt dans un four, permet de diagnostiquer une contamination du dépôt côté eau par des matières organiques.
Dans de nombreux cas, l’analyse chimique d’un gisement d’une zone spécifique est souhaitée. Microscope électronique à balayage-spectroscopie dispersive en énergie (SEM-EDS) est une technique polyvalente qui permet l’analyse chimique inorganique à l’échelle microscopique. Par exemple, SEM-EDS peut être utile dans les déterminations suivantes :
différences de composition de dépôt entre les zones corrodées et non corrodées sur la surface d’un tube
la mesure dans laquelle la concentration sous-dépôt de sels de chaudière sur les surfaces de transfert de chaleur favorise les dommages dus à la corrosion
différences élémentaires entre des dépôts de surface de tube visuellement différents
Les analyses inorganiques par SEM-EDS peuvent également être effectuées sur des sections rectifiées et polies d’un tube recouvert d’épaisses couches de dépôt au bord de l’eau. Ce test est appelé cartographie élémentaire et est particulièrement utile lorsque les dépôts sont multicouches. Semblable à l’examen des anneaux sur un arbre, l’analyse transversale des dépôts de chaudière peut identifier les périodes où il y a eu des bouleversements dans la chimie de l’eau, et fournit ainsi des données pour aider à déterminer exactement comment et quand les dépôts se sont formés. Avec la cartographie élémentaire, la distribution spatiale des éléments dans une section transversale de dépôt est représentée par des cartes de points à code couleur. Des éléments d’intérêt séparés peuvent être représentés par des cartes individuelles, ou des combinaisons sélectionnées d’éléments peuvent être représentées sur des cartes composites.
Un microscope électronique à balayage (SEM) peut également être utilisé pour analyser la topographie des dépôts de surface et/ou la morphologie des surfaces de fracture. La fractographie est particulièrement utile pour classer un mode de défaillance. Par exemple, les caractéristiques microscopiques d’une surface de rupture peuvent révéler si l’acier s’est rompu de manière fragile ou ductile, si les fissures se sont propagées à travers les grains ou le long des joints de grains, et si la fatigue (contrainte cyclique) était ou non la principale cause de rupture. De plus, les tests SEM-EDS peuvent être utilisés pour identifier l’implication d’un ion ou d’un composé spécifique dans un mécanisme de défaillance, grâce à une combinaison d’analyse de surface de fracture et d’analyse chimique.
La plupart des tubes aquifères utilisés dans la construction de chaudières sont fabriqués en acier à faible teneur en carbone. Cependant, les tubes contenant de la vapeur (surchauffeur et réchauffeur) sont généralement fabriqués à partir d’acier faiblement allié contenant différents niveaux de chrome et de molybdène. Le chrome et le molybdène augmentent la résistance à l’oxydation et au fluage de l’acier. Pour une évaluation précise de la surchauffe du métal, il est important de faire analyser une partie du tube pour la chimie de l’alliage. L’analyse de l’alliage peut également confirmer que le tube est conforme aux spécifications. Dans des cas isolés, l’installation initiale du mauvais type d’alliage ou des réparations de tubes utilisant la mauvaise nuance d’acier peuvent se produire. Dans ces cas, l’analyse chimique de l’acier peut être utilisée pour déterminer la cause de la défaillance prématurée.
Parfois, il est nécessaire d’estimer les propriétés mécaniques des composants de la chaudière. Le plus souvent, cela implique une mesure de dureté, qui peut être utilisée pour estimer la résistance à la traction de l’acier. Ceci est particulièrement utile pour documenter la détérioration des propriétés mécaniques qui se produit lors de la surchauffe du métal. Habituellement, un testeur de dureté est utilisé ; cependant, il est parfois avantageux d’utiliser un testeur de micro dureté. Par exemple, les mesures de micro dureté peuvent être utilisées pour obtenir un profil de dureté sur une zone soudée afin d’évaluer le potentiel de fissuration fragile dans la zone affectée par la chaleur d’une soudure.
L’analyse micro structurale d’un composant métallique est probablement l’outil le plus important dans la conduite d’une enquête d’analyse de défaillance. Ce test, appelé métallographie, est utile pour déterminer les éléments suivants :
- si un tube est tombé en panne à cause de dommages causés par une surchauffe à court ou à long terme
- si les fissures sont initiées sur une surface au bord de l’eau ou au coin du feu
- si les fissures ont été causées par des dommages par fluage, la fatigue par corrosion ou la fissuration par corrosion sous contrainte (SCC)
- si la défaillance du tube a résulté d’un dommage à l’hydrogène ou d’un creusement par corrosion interne
L’orientation et la préparation appropriées de l’échantillon sont des aspects critiques de l’analyse microstructurale. L’orientation du sectionnement est déterminée par les caractéristiques de défaillance spécifiques du cas. Après une sélection rigoureuse, les échantillons de métal sont coupés avec une scie à métaux ou une meule abrasive et montés dans un moule avec de la résine ou du plastique. Après montage, les échantillons sont soumis à une série d’étapes de meulage et de polissage. L’objectif est d’obtenir une surface de métal plane et sans rayures dans la zone d’intérêt. Après traitement, un décapant approprié est appliqué sur la surface métallique polie pour révéler les constituants micro structuraux (joints de grains, distribution et morphologie des carbures de fer, etc.)
