La corrosion des tuyaux de tamis est plus active dans les endroits où les impuretés du liquide de refroidissement sont concentrées. Cela inclut les zones des tuyaux de tamis avec des charges thermiques élevées, où se produit une évaporation profonde de l'eau de chaudière (surtout s'il y a des dépôts poreux à faible conductivité thermique sur la surface d'évaporation). Par conséquent, en ce qui concerne la prévention des dommages aux tuyaux de tamis associés à la corrosion interne des métaux, la nécessité d'une approche intégrée doit être prise en compte, c'est-à-dire : impact sur la chimie de l’eau et les conditions de combustion.

Les dommages causés aux canalisations grillagées sont principalement de nature mixte ; ils peuvent être divisés en deux groupes :

1) Dommages avec signes de surchauffe de l'acier (déformation et amincissement des parois des canalisations au point de destruction ; présence de grains de graphite, etc.).

2) Fractures fragiles sans traits caractéristiques surchauffe du métal.

Sur la surface intérieure de nombreux tuyaux, il existe des dépôts importants à deux couches : la couche supérieure est faiblement adhérente, la couche inférieure ressemble à du tartre et adhère étroitement au métal. L'épaisseur de la couche inférieure de tartre est de 0,4 à 0,75 mm. Dans la zone endommagée, le tartre sur la surface intérieure est détruit. A proximité des lieux de destruction et à une certaine distance de ceux-ci, la surface intérieure des canalisations est affectée par des piqûres de corrosion et des microdommages fragiles.

L'aspect général des dommages indique la nature thermique de la destruction. Les changements structurels sur la face avant des tuyaux - sphéridisation profonde et décomposition de la perlite, formation de graphite (transition du carbone en graphite 45-85%) - indiquent un excès non seulement température de fonctionnement Les écrans, mais également admissibles pour l'acier, sont de 20 500 °C. La présence de FeO confirme également haut niveau températures du métal pendant le fonctionnement (au-dessus de 845 oK - soit 572 oC).

Les dommages fragiles causés par l'hydrogène se produisent généralement dans les zones à flux de chaleur élevés, sous d'épaisses couches de dépôts et dans les tuyaux inclinés ou horizontaux, ainsi que dans les zones de transfert de chaleur à proximité des bagues de soudure ou d'autres dispositifs qui gênent. mouvement libre L'expérience a montré que les dommages causés par l'hydrogène se produisent dans les chaudières fonctionnant à des pressions inférieures à 1 000 psi. pouce (6,9 MPa).

Les dommages causés par l’hydrogène se traduisent généralement par des déchirures épaisses. D'autres mécanismes qui contribuent à la formation de déchirures à bords épais sont la fissuration par corrosion sous contrainte, la fatigue par corrosion, les ruptures sous contrainte et (dans de rares cas) une surchauffe extrême. Il peut être difficile de distinguer visuellement les dommages causés par l’hydrogène des autres types de dommages, mais plusieurs caractéristiques peuvent aider.

Par exemple, les dommages causés par l'hydrogène impliquent presque toujours des piqûres dans le métal (voir les précautions aux chapitres 4 et 6). Les autres types de défaillance (à l’exception peut-être de la fatigue due à la corrosion, qui débute souvent dans des éviers individuels) ne sont généralement pas associés à une corrosion grave.

Les défaillances de canalisations résultant de dommages causés par l'hydrogène au métal se manifestent souvent par la formation d'une « fenêtre » rectangulaire dans la paroi du tube, ce qui n'est pas typique pour d'autres types de dommages.

Pour évaluer la possibilité d'endommagement des tuyaux de tamis, il convient de tenir compte du fait que la teneur métallurgique (initiale) en hydrogène gazeux dans l'acier de classe perlite (y compris l'article 20) ne dépasse pas 0,5-1 cm3/100 g. Lorsque la teneur en hydrogène est supérieure à 4-5 cm3/100g, les propriétés mécaniques de l'acier se détériorent considérablement. Dans ce cas, il faut se concentrer principalement sur la teneur locale en hydrogène résiduel, car dans le cas de fractures fragiles des tuyaux de tamis, une forte détérioration des propriétés du métal n'est observée que dans une zone étroite le long de la section transversale du tuyau, avec la structure et les propriétés mécaniques du métal adjacent invariablement satisfaisantes à une distance de seulement 0,2 à 2 mm.

Les valeurs obtenues de concentrations moyennes d'hydrogène au bord de la destruction sont 5 à 10 fois supérieures à sa teneur initiale pour la station 20, ce qui ne pouvait qu'avoir un impact significatif sur l'endommagement des canalisations.

Les résultats présentés indiquent que la fragilisation par l'hydrogène s'est avérée être un facteur décisif dans l'endommagement des tuyaux de tamis des chaudières KrCHPP.

Il était nécessaire d'étudier plus en détail quel facteur a une influence décisive sur ce processus : a) les cycles thermiques dus à la déstabilisation du régime normal d'ébullition dans les zones de flux de chaleur accrus en présence de dépôts sur la surface d'évaporation et, par conséquent, dommages aux films d'oxyde protecteurs qui le recouvrent ; b) la présence dans l'environnement de travail d'impuretés corrosives concentrées dans des dépôts proches de la surface d'évaporation ; c) l'action combinée des facteurs « a » et « b ».

La question du rôle du régime de combustion est particulièrement importante. La nature des courbes indique l'accumulation d'hydrogène dans un certain nombre de cas proches surface extérieure tuyaux de tamis. Ceci est possible principalement s'il existe une couche dense de sulfures sur la surface spécifiée, qui est largement imperméable à l'hydrogène diffusant de la surface interne vers la surface externe. La formation de sulfures est due à : la teneur élevée en soufre du combustible brûlé ; jetant une torche sur les panneaux de l'écran. Une autre raison de l'hydrogénation du métal sur la surface extérieure est l'apparition de processus de corrosion lorsque le métal entre en contact avec les gaz de combustion. Comme l'a montré l'analyse des dépôts externes des tuyaux de chaudière, les deux raisons ci-dessus se produisaient généralement.

Le rôle du régime de combustion se manifeste également dans la corrosion des tuyaux de tamisage sous l'influence de eau propre, ce que l'on observe le plus souvent sur les générateurs de vapeur haute pression. Les foyers de corrosion sont généralement situés dans la zone de charges thermiques locales maximales et uniquement sur la surface chauffée du tuyau. Ce phénomène conduit à la formation de dépressions rondes ou elliptiques d'un diamètre supérieur à 1 cm.

La surchauffe du métal se produit le plus souvent en présence de dépôts du fait que la quantité de chaleur reçue sera presque la même pour un tuyau propre et pour un tuyau contenant du tartre, la température du tuyau sera différente ;

a) Corrosion par l'oxygène

Le plus souvent, les économiseurs d'eau en acier des chaudières souffrent de corrosion par l'oxygène qui, en raison d'une désaération insatisfaisante de l'eau d'alimentation, tombe en panne 2 à 3 ans après l'installation.

Le résultat immédiat de la corrosion par l'oxygène des économiseurs en acier est la formation de fistules dans les tubes, à travers lesquelles un courant d'eau s'écoule à grande vitesse. De tels jets dirigés vers la paroi d'un tuyau adjacent peuvent l'user au point de former à travers des trous. Étant donné que les tuyaux de l'économiseur sont situés de manière assez compacte, la fistule de corrosion qui en résulte peut causer des dommages massifs aux tuyaux si la chaudière reste en fonctionnement pendant une longue période avec la fistule résultante. Les économiseurs en fonte ne sont pas endommagés par la corrosion par l'oxygène.

Corrosion par l'oxygène les sections d'entrée des économiseurs sont plus souvent exposées. Cependant, avec une concentration importante d'oxygène dans l'eau d'alimentation, celui-ci pénètre dans la chaudière. Ici, ce sont principalement les fûts et les bornes fontaines qui sont exposés à la corrosion par l'oxygène. La principale forme de corrosion par l'oxygène est la formation de dépressions (ulcères) dans le métal qui, lorsqu'elles se développent, conduisent à la formation de fistules.

Une augmentation de la pression intensifie la corrosion par l'oxygène. Par conséquent, pour les chaudières avec une pression de 40 atm et plus, même les « glissements » d'oxygène dans les dégazeurs sont dangereux. La composition de l’eau avec laquelle le métal entre en contact est essentielle. La présence d'une petite quantité d'alcali améliore la localisation de la corrosion, tandis que la présence de chlorures la disperse sur la surface.

b) Corrosion de stationnement

Les chaudières à l'arrêt sont affectées par la corrosion électrochimique, appelée corrosion à l'arrêt. En fonction des conditions de fonctionnement, les chaudières sont souvent mises hors service et mises en réserve ou arrêtées pendant une longue période.

Lorsque la chaudière est arrêtée en réserve, la pression à l'intérieur commence à baisser et un vide se crée dans le tambour, provoquant la pénétration de l'air et l'enrichissement de l'eau de la chaudière en oxygène. Ce dernier crée des conditions propices à l'apparition d'une corrosion par l'oxygène. Même lorsque l’eau est complètement évacuée de la chaudière, sa surface interne n’est pas sèche. Les fluctuations de la température et de l'humidité de l'air provoquent le phénomène de condensation de l'humidité de l'atmosphère contenue à l'intérieur de la chaudière. La présence d'un film sur la surface métallique, enrichi en oxygène lorsqu'il est exposé à l'air, crée des conditions favorables au développement de la corrosion électrochimique. S'il y a des dépôts sur la surface intérieure de la chaudière qui peuvent se dissoudre dans un film d'humidité, l'intensité de la corrosion augmente considérablement. Des phénomènes similaires peuvent être observés, par exemple, dans les surchauffeurs de vapeur, qui souffrent souvent de corrosion permanente.

S'il y a des dépôts sur la surface intérieure de la chaudière qui peuvent se dissoudre dans un film d'humidité, l'intensité de la corrosion augmente considérablement. Des phénomènes similaires peuvent être observés, par exemple, dans les surchauffeurs de vapeur, qui souffrent souvent de corrosion permanente.

Par conséquent, lors de la mise hors service de la chaudière pendant une longue période d'arrêt, il est nécessaire d'éliminer les dépôts existants par lavage.

Corrosion de stationnement peut causer de graves dommages aux chaudières à moins que des mesures spéciales ne soient prises pour les protéger. Son danger réside également dans le fait que les centres de corrosion qu'il crée pendant les périodes d'inactivité continuent d'agir pendant le fonctionnement.

Pour protéger les chaudières de la corrosion de stationnement, elles sont préservées.

c) Corrosion intergranulaire

Corrosion intergranulaire se produit dans les rivets et les joints roulants des chaudières à vapeur, qui sont lavés avec de l'eau de chaudière. Elle se caractérise par l'apparition de fissures dans le métal, initialement très fines, invisibles à l'œil nu, qui, au fur et à mesure de leur évolution, se transforment en grandes fissures visibles. Ils passent entre les grains du métal, c'est pourquoi cette corrosion est dite intergranulaire. Dans ce cas, la destruction du métal se produit sans déformation, c'est pourquoi ces fractures sont dites fragiles.

L'expérience a établi que la corrosion intergranulaire ne se produit que lorsque 3 conditions sont simultanément présentes :

1) Contraintes de traction élevées dans le métal, proches de la limite d'élasticité.
2) Fuites au niveau des rivets ou des joints roulants.
3) Propriétés agressives de l'eau de chaudière.

L'absence de l'une des conditions énumérées élimine l'apparition de fractures fragiles, utilisées en pratique pour lutter contre la corrosion intergranulaire.

L'agressivité de l'eau de chaudière est déterminée par la composition des sels qui y sont dissous. Important contient de l'hydroxyde de sodium qui, à des concentrations élevées (5-10 %), réagit avec le métal. De telles concentrations sont atteintes dans les fuites des rivets et des joints roulants, dans lesquels l'eau de chaudière s'évapore. C'est pourquoi la présence de fuites peut conduire à des fractures fragiles dans des conditions appropriées. En plus, indicateur important L'agressivité de l'eau de chaudière est l'alcalinité relative - Schot.

d) Corrosion vapeur-eau

La corrosion vapeur-eau est la destruction du métal résultant d'une interaction chimique avec la vapeur d'eau : 3Fe + 4H20 = Fe304 + 4H2
La destruction du métal devient possible pour les aciers au carbone lorsque la température des parois des tuyaux atteint 400°C.

Les produits de corrosion sont l’hydrogène gazeux et la magnétite. La corrosion vapeur-eau a un caractère à la fois uniforme et local (local). Dans le premier cas, une couche de produits de corrosion se forme à la surface métallique. La corrosion locale prend la forme d’ulcères, de rainures et de fissures.

La principale cause de corrosion par la vapeur est le chauffage de la paroi du tube jusqu'à une température critique, à laquelle l'oxydation du métal avec l'eau s'accélère. Ainsi, la lutte contre la corrosion vapeur-eau s'effectue en éliminant les causes qui provoquent une surchauffe du métal.

Corrosion vapeur-eau ne peut être éliminé par aucun changement ou amélioration de la chimie de l'eau de la chaudière, puisque les causes de cette corrosion résident dans les processus de combustion et hydrodynamiques intra-chaudière, ainsi que dans les conditions de fonctionnement.

e) Corrosion des boues

Ce type de corrosion se produit sous une couche de boues formée sur la surface intérieure du tuyau de la chaudière en raison de l'alimentation de la chaudière avec de l'eau insuffisamment purifiée.

Les dommages métalliques qui se produisent lors de la corrosion des boues sont de nature locale (ulcéreuse) et sont généralement situés sur le demi-périmètre du tuyau faisant face au four. Les ulcères qui en résultent ressemblent à des coquilles d'un diamètre allant jusqu'à 20 mm ou plus, remplies d'oxydes de fer, créant une « bosse » sous l'ulcère.

Types de corrosion. Pendant le fonctionnement, les éléments d'une chaudière à vapeur sont exposés à des milieux agressifs - eau, vapeur et gaz de combustion. Il existe une corrosion chimique et électrochimique.

Corrosion chimique provoqué par la vapeur ou l'eau, détruit le métal uniformément sur toute la surface. Le taux d’une telle corrosion dans les chaudières marines modernes est faible. Plus dangereuse est la corrosion chimique locale provoquée par des composants chimiques contenus dans les dépôts de cendres (soufre, oxydes de vanadium, etc.).

Le plus courant et le plus dangereux est corrosion électrochimique, se produisant dans les solutions aqueuses d'électrolytes lorsque courant électrique, provoqué par des différences de potentiel entre les sections individuelles du métal qui diffèrent par leur hétérogénéité chimique, leur température ou leur qualité de traitement.
Le rôle de l'électrolyte est joué par l'eau (en cas de corrosion interne) ou la vapeur d'eau condensée dans les dépôts (en cas de corrosion externe).

L'apparition de telles paires microgalvaniques à la surface des tuyaux conduit au fait que les atomes d'ions métalliques passent dans l'eau sous forme d'ions chargés positivement et que la surface du tuyau à cet endroit acquiert une charge négative. Si la différence de potentiel de ces paires microgalvaniques est insignifiante, une double couche électrique se crée progressivement à l'interface métal-eau, ce qui ralentit la progression du processus.

Cependant, dans la plupart des cas, les potentiels des sections individuelles sont différents, ce qui provoque l'apparition d'une CEM dirigée d'un potentiel plus élevé (anode) vers un potentiel plus petit (cathode).

Dans ce cas, les atomes d’ions métalliques passent de l’anode à l’eau et les électrons en excès s’accumulent à la cathode. En conséquence, les champs électromagnétiques et, par conséquent, l’intensité du processus de destruction des métaux sont considérablement réduits.

Ce phénomène est appelé polarisation. Si le potentiel anodique diminue en raison de la formation d'un film d'oxyde protecteur ou d'une augmentation de la concentration d'ions métalliques dans la zone anodique et que le potentiel cathodique reste pratiquement inchangé, alors la polarisation est dite anodique.

Lors de la polarisation cathodique dans une solution à la cathode, la concentration d'ions et de molécules capables d'éliminer les électrons en excès de la surface métallique diminue fortement. Il s'ensuit que l'essentiel dans la lutte contre la corrosion électrochimique est la création de conditions dans lesquelles les deux types de polarisation seront maintenus.
En pratique, cela est impossible à réaliser, car l'eau de chaudière contient toujours des dépolarisants, des substances qui perturbent les processus de polarisation.

Les dépolariseurs comprennent des molécules O 2 et CO 2, des ions H + , Cl - et SO - 4, ainsi que des oxydes de fer et de cuivre. Le CO 2 , Cl - et SO - 4 dissous dans l'eau inhibent la formation d'un film d'oxyde protecteur dense sur l'anode et contribuent ainsi à l'apparition intensive de processus anodiques. Les ions hydrogène H+ réduisent la charge négative de la cathode.

L’influence de l’oxygène sur la vitesse de corrosion a commencé à se manifester dans deux directions opposées. D'une part, l'oxygène augmente la vitesse du processus de corrosion, car il s'agit d'un puissant dépolarisant des sites cathodiques, d'autre part, il a un effet passivant sur la surface.
En règle générale, les pièces de chaudière en acier ont un film d'oxyde initial assez résistant, qui protège le matériau de l'exposition à l'oxygène jusqu'à sa destruction par des facteurs chimiques ou mécaniques.

La vitesse des réactions hétérogènes (qui inclut la corrosion) est régulée par l'intensité des processus suivants : apport de réactifs (principalement des dépolarisants) à la surface du matériau ; destruction du film d'oxyde protecteur ; élimination des produits de réaction du site où ils se produisent.

L'intensité de ces processus est largement déterminée par des facteurs hydrodynamiques, mécaniques et thermiques. Par conséquent, les mesures visant à réduire la concentration de réactifs chimiques agressifs à haute intensité des deux autres processus, comme le montre l'expérience du fonctionnement des chaudières, sont généralement inefficaces.

Il s'ensuit que la solution au problème de la prévention des dommages dus à la corrosion doit être globale, prenant en compte tous les facteurs influençant les causes initiales de destruction des matériaux.

Corrosion électrochimique

Selon le lieu d'apparition et les substances impliquées dans les réactions, on distingue les types de corrosion électrochimique suivants :

• l'oxygène (et sa variété - le stationnement),
• sous-boues (parfois appelées « coquilles »),
• intergranulaire (fragilité alcaline des aciers de chaudière),
• fente et
• sulfureux.

Corrosion par l'oxygène observé dans les économiseurs, les raccords, les canalisations d'alimentation et de bornes fontaines, les collecteurs vapeur-eau et les dispositifs intra-collecteurs (planches, canalisations, désurchauffeurs, etc.). Les serpentins du circuit secondaire des chaudières à double circuit, des chaudières de récupération et des aérothermes à vapeur sont particulièrement sensibles à la corrosion par l'oxygène. La corrosion par l'oxygène se produit pendant le fonctionnement de la chaudière et dépend de la concentration d'oxygène dissous dans l'eau de la chaudière.

Le taux de corrosion par l'oxygène dans les chaudières principales est faible, ce qui est dû à travail efficace dégazeurs et régime des eaux phosphatées-nitrates. Dans les chaudières auxiliaires à tubes d'eau, elle atteint souvent 0,5 à 1 mm/an, bien qu'elle se situe en moyenne entre 0,05 et 0,2 mm/an. La nature des dommages causés aux aciers de chaudière est constituée de petits ulcères.

Un type de corrosion par l'oxygène plus dangereux est corrosion du stationnement, survenant pendant la période d'inactivité de la chaudière. En raison de la nature spécifique de leur travail, toutes les chaudières des navires (et notamment les chaudières auxiliaires) sont soumises à une corrosion intense à quai. En règle générale, l'arrêt de la corrosion n'entraîne pas de panne de la chaudière, cependant, le métal corrodé lors des arrêts, toutes choses étant égales par ailleurs, est détruit plus intensément pendant le fonctionnement de la chaudière.

La principale cause de corrosion à l'arrêt est la pénétration de l'oxygène dans l'eau si la chaudière est pleine, ou dans le film d'humidité sur la surface métallique si la chaudière est vidangée. Les chlorures et NaOH contenus dans l'eau ainsi que les dépôts de sels solubles dans l'eau jouent un rôle majeur.

S'il y a des chlorures dans l'eau, la corrosion uniforme du métal s'intensifie, et si elle contient une petite quantité d'alcalis (moins de 100 mg/l), alors la corrosion est localisée. Pour éviter la corrosion de stationnement à une température de 20 à 25 °C, l'eau doit contenir jusqu'à 200 mg/l de NaOH.

Signes externes de corrosion avec participation d'oxygène : petits ulcères locaux (Fig. 1, a), remplis de produits de corrosion bruns qui forment des tubercules au-dessus des ulcères.

L'élimination de l'oxygène de l'eau d'alimentation est l'une des mesures importantes pour réduire la corrosion par l'oxygène. Depuis 1986, la teneur en oxygène de l'eau d'alimentation des chaudières auxiliaires et de récupération des navires est limitée à 0,1 mg/l.

Cependant, même avec une telle teneur en oxygène de l'eau d'alimentation, des dommages dus à la corrosion des éléments de la chaudière sont observés en fonctionnement, ce qui indique l'influence prédominante des processus de destruction du film d'oxyde et de lessivage des produits de réaction des sites de corrosion. L’exemple le plus évident illustrant l’influence de ces processus sur les dommages dus à la corrosion est la destruction des serpentins des chaudières de récupération à circulation forcée.

Riz. 1. Dommages dus à la corrosion par l’oxygène

Dommages dus à la corrosion en cas de corrosion par l'oxygène, ils sont généralement strictement localisés : sur la surface interne des sections d'entrée (voir Fig. 1, a), dans la zone des coudes (Fig. 1, b), au niveau des sections de sortie et dans le coude du serpentin (voir Fig. 1, c), ainsi que dans les collecteurs vapeur-eau des chaudières de récupération (voir Fig. 1, d). C'est dans ces zones (2 - zone de cavitation proche des parois) que les caractéristiques hydrodynamiques de l'écoulement créent les conditions de destruction du film d'oxyde et de lixiviation intensive des produits de corrosion.
En effet, toute déformation de l'écoulement de l'eau et du mélange vapeur-eau s'accompagne de l'apparition cavitation dans les couches de paroi flux en expansion 2, où les bulles de vapeur formées et s'effondrant immédiatement provoquent la destruction du film d'oxyde grâce à l'énergie des micro-impacts hydrauliques.
Ceci est également facilité par les contraintes alternées dans le film provoquées par les vibrations des bobines et les fluctuations de température et de pression. Une turbulisation locale accrue de l'écoulement dans ces zones provoque une lixiviation active des produits de corrosion.

Dans les sections de sortie directe des serpentins, le film d'oxyde est détruit du fait des impacts à la surface de gouttelettes d'eau lors de pulsations turbulentes de l'écoulement du mélange vapeur-eau, dont le mode de mouvement annulaire dispersé devient ici dispersé selon un écoulement vitesse allant jusqu'à 20-25 m/s.
Dans ces conditions, même une faible teneur en oxygène (~ 0,1 mg/l) provoque une destruction intense du métal, ce qui conduit à l'apparition de fistules dans les sections d'entrée des serpentins des chaudières de récupération La Mont après 2 à 4 ans de fonctionnement, et dans d'autres domaines - après 6-12 ans.

Riz. 2. Dommages causés par la corrosion aux serpentins de l'économiseur des chaudières de récupération KUP1500R du navire à moteur Indira Gandhi.

A titre d'illustration de ce qui précède, considérons les causes des dommages causés aux serpentins de l'économiseur de deux chaudières de récupération de type KUP1500R installées sur le transporteur plus léger "Indira Gandhi" (type "Alexey Kosygin"), entré en service en octobre 1985. Déjà en février 1987, en raison de dommages, les économiseurs des deux chaudières ont été remplacés. Après 3 ans, même dans ces économiseurs, des dommages aux serpentins apparaissent, situés dans des zones allant jusqu'à 1 à 1,5 m du collecteur d'entrée. La nature des dommages indique (Fig. 2, a, b) une corrosion typique à l'oxygène suivie d'une rupture par fatigue (fissures transversales).

Cependant, la nature de la fatigue dans chaque domaine est différente. L'apparition d'une fissure (et auparavant, d'une fissuration du film d'oxyde) au niveau de la soudure (voir Fig. 2, a) est une conséquence des contraintes alternées provoquées par les vibrations du faisceau de tuyaux et caractéristique de conception bloc de raccordement des serpentins au collecteur (l'extrémité du serpentin d'un diamètre de 22x2 est soudée à un raccord courbe d'un diamètre de 22x3).
La destruction du film d'oxyde et la formation de fissures de fatigue sur la surface interne des sections droites des bobines, à 700-1000 mm de l'entrée (voir Fig. 2, b), sont causées par des contraintes thermiques alternées qui surviennent lors la mise en service de la chaudière, lorsque la surface chaude est desservie eau froide. Dans ce cas, l'effet des contraintes thermiques est renforcé par le fait que les ailettes des bobines empêchent la libre expansion du métal du tuyau, créant ainsi des contraintes supplémentaires dans le métal.

Corrosion des boues généralement observé dans les chaudières principales à tubes d'eau sur surfaces internes tamis et canalisations de génération de vapeur des faisceaux d'alimentation face à la torche. La nature de la corrosion des boues est constituée d'ulcères de forme ovale dont la taille le long du grand axe (parallèle à l'axe du tuyau) peut atteindre 30 à 100 mm.
Sur les ulcères se trouve une couche dense d'oxydes sous forme de « coquilles » 3 (Fig. 3). La corrosion par boue se produit en présence de dépolarisants solides - oxydes de fer et de cuivre 2, qui se déposent sur les sections les plus sollicitées thermiquement. des canalisations aux endroits de centres de corrosion actifs apparaissant lors de la destruction des films d'oxyde .
Une couche lâche de tartre et de produits de corrosion se forme sur le dessus 1. Les « coques » de produits de corrosion qui en résultent adhèrent fermement au métal de base et ne peuvent être éliminées que mécaniquement. Sous les « coques », le transfert de chaleur se détériore, ce qui entraîne une surchauffe de celui-ci. le métal et l'apparition de renflements.
Ce type de corrosion n'est pas typique des chaudières auxiliaires, mais sous des charges thermiques élevées et des conditions de traitement de l'eau appropriées, l'apparition d'une corrosion des boues dans ces chaudières ne peut être exclue.

2.1. Surfaces chauffantes.

Les dommages les plus courants sur les tuyaux des surfaces chauffantes sont les suivants : fissures à la surface des tuyaux de tamis et de chaudière, attaques de corrosion sur les surfaces extérieures et intérieures des tuyaux, ruptures, amincissement des parois des tuyaux, fissures et destruction des cloches.

Raisons de l'apparition de fissures, ruptures et fistules : dépôts dans les canalisations de chaudières de sels, produits de corrosion, cordons de soudure, qui ralentissent la circulation et provoquent une surchauffe du métal, dommages mécaniques externes, perturbation du régime chimique de l'eau.

La corrosion de la surface extérieure des tuyaux est divisée en basse température et haute température. La corrosion à basse température se produit dans les endroits où sont installés des dispositifs de soufflage, lorsque, à la suite d'un fonctionnement inapproprié, de la condensation peut se former sur les surfaces chauffantes couvertes de suie. Une corrosion à haute température peut se produire dans le deuxième étage du surchauffeur lors de la combustion de fioul acide.

La corrosion la plus courante de la surface interne des canalisations se produit lorsque des gaz corrosifs (oxygène, dioxyde de carbone) ou des sels (chlorures et sulfates) contenus dans l'eau de chaudière interagissent avec le métal des canalisations. La corrosion de la surface interne des canalisations se manifeste par la formation de grêles, d'ulcères, de cavités et de fissures.

La corrosion de la surface interne des tuyaux comprend également : la corrosion par stagnation de l'oxygène, la corrosion alcaline sous-boue des tuyaux de chaudière et de tamis, la fatigue par corrosion, qui se manifeste sous la forme de fissures dans les tuyaux de chaudière et de tamis.

Les dommages aux canalisations dus au fluage se caractérisent par une augmentation du diamètre et la formation de fissures longitudinales. Déformations aux endroits où les tuyaux sont pliés et joints soudés peut avoir des directions différentes.

Les brûlures et l'entartrage dans les tuyaux se produisent en raison de leur surchauffe à des températures supérieures à la température de conception.

Les principaux types de dommages aux soudures réalisées par soudage manuel à l'arc sont les fistules qui surviennent en raison du manque de pénétration, des inclusions de scories, des pores de gaz et du manque de fusion le long des bords des tuyaux.

Les principaux défauts et dommages à la surface du surchauffeur sont : la corrosion et le tartre sur les surfaces extérieures et intérieures des canalisations, les fissures, les risques et délaminages du métal des canalisations, les fistules et ruptures des canalisations, les défauts des joints soudés des canalisations, les déformations résiduelles en tant que résultat du fluage.

Les dommages causés aux soudures d'angle des bobines de soudage et des raccords aux collecteurs, causés par une violation de la technologie de soudage, se présentent sous la forme de fissures annulaires le long de la ligne de fusion du côté de la bobine ou des raccords.

Les dysfonctionnements typiques qui surviennent lors du fonctionnement du désurchauffeur de surface de la chaudière DE-25-24-380GM sont : corrosion interne et externe des tuyaux, fissures et fistules dans les soudures.

coutures et coudes de tuyaux, cavités pouvant survenir lors des réparations, risques à la surface des brides, fuites des raccords à brides dues à un désalignement des brides. Lors d'un test hydraulique de la chaudière, vous pouvez

déterminer uniquement la présence de fuites dans le désurchauffeur. Pour identifier les vices cachés, un essai hydraulique individuel du désurchauffeur doit être effectué.

2.2. Fûts de chaudière.

Les dommages typiques aux fûts de chaudière sont : fissures-déchirures sur les surfaces intérieures et extérieures des coques et des fonds, fissures-déchirures autour des trous de tuyauterie sur la surface intérieure des fûts et sur la surface cylindrique des trous de tuyauterie, corrosion intercristalline du viroles et fonds, décollement par corrosion des surfaces des viroles et fonds, ovalité du tambour Oddulines (renflements) sur les surfaces des tambours face au four, provoquées par l'effet de la température de la torche en cas de destruction (ou perte) de parties individuelles de la doublure.

2.3. Structures métalliques et revêtement de chaudière.

En fonction de la qualité travail préventif, ainsi qu'en fonction des modes et de la durée de vie de la chaudière, ses structures métalliques peuvent présenter les défauts et dommages suivants : ruptures et courbures des crémaillères et des connexions, fissures, dommages dus à la corrosion de la surface métallique.

À la suite d'une exposition prolongée aux températures, des fissures et des dommages à l'intégrité des briques façonnées, fixées sur des broches au tambour supérieur depuis le côté de la chambre de combustion, se produisent, ainsi que des fissures dans maçonnerie le long du tambour inférieur et du fond du foyer.

La destruction de l'embrasure en brique du brûleur et la violation des dimensions géométriques dues à la fusion de la brique sont particulièrement courantes.

3. Vérification de l'état des éléments de la chaudière.

L'état des éléments de chaudière mis en réparation est vérifié sur la base des résultats d'un essai hydraulique, d'un contrôle externe et interne, ainsi que d'autres types de contrôles effectués dans le cadre et conformément au programme d'expertise de la chaudière (rubrique « Chaudière Programme d’inspection par des experts »).

3.1. Vérification des surfaces chauffantes.

L'inspection des surfaces extérieures des éléments de tuyauterie doit être effectuée avec un soin particulier aux endroits où les tuyaux traversent le revêtement, le boîtier, dans les zones de contrainte thermique maximale - dans la zone des brûleurs, des trappes, des trous d'homme, ainsi qu'aux endroits où écran les tuyaux sont pliés et au niveau des soudures.

Pour éviter les accidents liés à l'amincissement des parois des canalisations dus au soufre et à la corrosion statique, il est nécessaire, lors des contrôles techniques annuels effectués par l'administration de l'entreprise, d'inspecter les canalisations des surfaces chauffantes des chaudières en fonctionnement depuis plus de deux années.

Le contrôle est effectué par inspection externe en tapotant les surfaces extérieures pré-nettoyées des tuyaux avec un marteau ne pesant pas plus de 0,5 kg et en mesurant l'épaisseur des parois des tuyaux. Dans ce cas, il convient de sélectionner les tronçons de canalisations ayant subi les plus grandes usures et corrosions (tronçons horizontaux, zones en dépôts de suie et recouvertes de dépôts de coke).

L'épaisseur des parois des tuyaux est mesurée à l'aide de jauges d'épaisseur à ultrasons. Il est possible de découper des tronçons de canalisations sur deux ou trois canalisations des écrans de combustion et des canalisations du faisceau convectif situées à l'entrée et à la sortie des gaz. L'épaisseur restante des parois des tuyaux ne doit pas être inférieure à celle calculée selon le calcul de résistance (joint au certificat de chaudière), en tenant compte d'une augmentation de la corrosion pour la période d'exploitation ultérieure jusqu'au prochain contrôle et d'une augmentation de la marge de 0,5 mm.

L'épaisseur de paroi calculée des tuyaux de tamis et de chaudière pour une pression de service de 1,3 MPa (13 kgf/cm2) est de 0,8 mm, pour 2,3 MPa (23 kgf/cm2) – 1,1 mm. La tolérance de corrosion est prise en fonction des résultats de mesure obtenus et en tenant compte de la durée d'exploitation entre les expertises.

Dans les entreprises où, en raison d'un fonctionnement à long terme, aucune usure intensive des tuyaux de surface chauffante n'a été observée, le contrôle de l'épaisseur de la paroi des tuyaux peut être effectué à réparations majeures, mais au moins une fois tous les 4 ans.

Le collecteur, le surchauffeur et la lunette arrière sont soumis à une inspection interne. Les trappes du collecteur supérieur de la lunette arrière doivent être soumises à une ouverture et une inspection obligatoires.

Le diamètre extérieur des tuyaux doit être mesuré dans la zone de température maximale. Pour les mesures, utilisez des gabarits spéciaux (agrafes) ou des pieds à coulisse. Des bosses avec des transitions douces d'une profondeur ne dépassant pas 4 mm sont autorisées sur la surface des tuyaux, si elles ne portent pas l'épaisseur de paroi au-delà des limites des écarts négatifs.

La différence admissible dans l'épaisseur de la paroi des tuyaux est de 10 %.

Les résultats de l'inspection et des mesures sont enregistrés dans le formulaire de réparation.

3.2. Vérification du tambour.

Après avoir identifié les zones du tambour endommagées par la corrosion, il est nécessaire d'inspecter la surface avant le nettoyage interne afin de déterminer l'intensité de la corrosion et de mesurer la profondeur de la corrosion du métal.

Mesurer la corrosion uniforme le long de l'épaisseur du mur, dans lequel un trou d'un diamètre de 8 mm est percé à cet effet. Après la mesure, installez un bouchon dans le trou et ébouillantez des deux côtés ou, dans les cas extrêmes, uniquement de l'intérieur du tambour. La mesure peut également être effectuée avec une jauge d'épaisseur à ultrasons.

La corrosion principale et les ulcères doivent être mesurés à l'aide d'empreintes. Pour cela, nettoyez la zone endommagée de la surface métallique des dépôts et lubrifiez-la légèrement avec de la vaseline technique. L'empreinte la plus précise est obtenue si la zone endommagée est située sur une surface horizontale, et dans ce cas il est possible de la remplir de métal en fusion à bas point de fusion. Le métal durci forme une impression exacte de la surface endommagée.

Pour obtenir des impressions, utilisez un tertiaire, une régule, de l'étain et, si possible, du plâtre.

Des impressions de dommages situés sur les surfaces verticales du plafond peuvent être obtenues à l'aide de cire et de pâte à modeler.

L'inspection des trous de tuyaux et des tambours est effectuée dans l'ordre suivant.

Après avoir retiré les tuyaux évasés, vérifiez le diamètre des trous à l'aide d'un gabarit. Si le gabarit pénètre dans le trou jusqu'à la saillie de butée, cela signifie que le diamètre du trou est augmenté au-delà de la norme. Le diamètre exact est mesuré à l'aide d'un pied à coulisse et noté sur le formulaire de réparation.

Lors de l'inspection des soudures du tambour, il est nécessaire de vérifier le métal de base adjacent sur une largeur de 20 à 25 mm des deux côtés du joint.

L'ovalité du tambour est mesurée au moins tous les 500 mm sur la longueur du tambour, et plus souvent en cas de doute.

La mesure de la déviation du tambour est effectuée en étirant la corde le long de la surface du tambour et en mesurant les espaces sur toute la longueur de la corde.

Le contrôle de la surface du tambour, des trous de tuyaux et des joints soudés est effectué par inspection externe, méthodes, détection de défauts par particules magnétiques, couleur et ultrasons.

Les bosses et bosses en dehors de la zone des coutures et des trous sont autorisées (ne nécessitent pas de redressement), à condition que leur hauteur (déflexion), en pourcentage de la plus petite taille de leur base, ne dépasse pas :

sur le côté pression atmosphérique(points de vente) - 2% ;

vers la pression de vapeur (bosses) - 5%.

La réduction admissible de l'épaisseur de la paroi inférieure est de 15 %.

L'augmentation autorisée du diamètre des trous pour les tuyaux (à souder) est de 10 %.