La corrosion la plus active tuyaux d'écran se manifeste dans les lieux de concentration des impuretés du liquide de refroidissement. Cela inclut les sections de tubes muraux à 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, il est nécessaire de prendre en compte la nécessité d'une approche intégrée, c'est-à-dire impact sur les régimes chimiques de l'eau et du four.

Les dommages aux tubes muraux sont principalement de nature mixte, ils peuvent être conditionnellement divisés en deux groupes :

1) Détérioration avec signes d'échauffement de l'acier (déformation et amincissement des parois du tuyau au point de destruction ; présence de grains de graphite, etc.).

2) Fractures fragiles sans signes caractéristiques d'échauffement du métal.

Des dépôts importants à deux couches ont été notés sur la surface interne de nombreux tuyaux: le supérieur est faiblement lié, le inférieur est écaillé, étroitement lié au métal. L'épaisseur de la couche d'échelle inférieure est de 0,4 à 0,75 mm. Dans la zone endommagée, la calamine sur la surface intérieure est détruite. A proximité des sites de destruction et à une certaine distance de ceux-ci, la surface interne des conduites est affectée par des piqûres de corrosion et des micro-endommagements cassants.

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

Les dommages fragiles causés par l'hydrogène se produisent généralement dans les zones de flux de chaleur élevé, 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 anneaux de support de soudure ou d'autres dispositifs qui empêchent mouvement libre L'expérience a montré que les dommages causés par l'hydrogène se produisent dans les chaudières fonctionnant à des pressions inférieures à 1000 psi. pouce (6,9 MPa).

Les dommages causés par l'hydrogène entraînent généralement des ruptures avec des bords épais. D'autres mécanismes qui contribuent à la formation de fissures à bords épais sont la fissuration par corrosion sous contrainte, la fatigue par corrosion, les fractures sous contrainte et (dans de rares cas) une surchauffe sévère. Il peut être difficile de distinguer visuellement les dommages causés par les dommages causés par l'hydrogène des autres types de dommages, mais certaines de leurs caractéristiques peuvent aider ici.

Par exemple, les dommages causés par l'hydrogène sont presque toujours associés à la formation de trous dans le métal (voir les précautions données aux chapitres 4 et 6). D'autres types de dommages (à l'exception peut-être de la fatigue due à la corrosion, qui commence souvent dans les coques individuelles) ne sont généralement pas associés à une corrosion sévère.

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

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

Les valeurs obtenues des 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 effet significatif sur l'endommagement des canalisations.

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

Une étude supplémentaire était nécessaire pour déterminer lequel des facteurs a une influence décisive sur ce processus : a) le cycle thermique dû à la déstabilisation du régime d'ébullition normal dans les zones de flux de chaleur accrus en présence de dépôts sur la surface d'évaporation, et, par conséquent , endommagement des films d'oxyde protecteurs qui le recouvrent ; b) la présence dans le fluide de travail d'impuretés corrosives, se concentrant dans des dépôts à proximité de la surface d'évaporation ; c) l'action combinée des facteurs "a" et "b".

La question du rôle du régime du four est particulièrement intéressante. La nature des courbes indique l'accumulation d'hydrogène dans un certain nombre de cas proches de surface extérieure tuyaux d'écran. Ceci est possible, tout d'abord, s'il y a une couche dense de sulfures sur la surface indiquée, qui sont largement imperméables à l'hydrogène diffusant de la surface interne vers l'extérieur. La formation de sulfures est due à : la forte teneur en soufre du combustible brûlé ; lancer une torche sur les panneaux de l'écran. Une autre raison de l'hydrogénation du métal à 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 la chaudière, ces deux causes ont généralement eu lieu.

Le rôle du régime de combustion se manifeste également dans la corrosion des tubes de paroi sous l'action de eau propre, ce qui est le plus souvent observé sur les générateurs de vapeur haute pression. Les centres de corrosion sont généralement situés dans la zone des charges thermiques locales maximales et uniquement sur la surface chauffée du tuyau. Ce phénomène conduit à la formation de dépressions rondes ou elliptiques de 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 perçue sera quasiment la même pour un tuyau propre et 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 échoue 2 à 3 ans après l'installation si l'eau d'alimentation n'est pas suffisamment désaérée.

Le résultat direct de la corrosion par l'oxygène des économiseurs en acier est la formation de trous dans les tubes, à travers lesquels un jet d'eau s'écoule à grande vitesse. Des jets similaires dirigés vers la paroi d'un tuyau adjacent peuvent l'user au point où à travers les trous. Étant donné que les tuyaux de l'économiseur sont situés de manière assez compacte, le trou de corrosion qui en résulte peut causer des dommages massifs aux tuyaux si la chaudière reste en fonctionnement pendant une longue période avec le trou qui est apparu. Les économiseurs en fonte ne sont pas endommagés par la corrosion par l'oxygène.

corrosion à l'oxygène les sections d'entrée des économiseurs sont plus souvent exposées. Cependant, avec une concentration importante d'oxygène dans l'eau d'alimentation, il pénètre également dans l'unité de chaudière. Ici, ce sont principalement les fûts et les tuyaux de descente qui sont exposés à la corrosion par l'oxygène. La principale forme de corrosion par l'oxygène est la formation de dépressions (piqûres) 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 "casses" d'oxygène dans les dégazeurs sont dangereuses. La composition de l'eau avec laquelle le métal entre en contact est essentielle. La présence d'une petite quantité d'alcali augmente la localisation de la corrosion, la présence de chlorures la disperse sur la surface.

b) Corrosion de stationnement

Les chaudières qui sont inactives sont affectées par la corrosion électrochimique, appelée stationnement. Selon les conditions de fonctionnement, les chaudières sont souvent mises hors service et mises en réserve ou à l'arrêt pour une longue durée.

Lorsque le groupe chaudière est mis en réserve, la pression dans celui-ci commence à chuter et une dépression se produit dans le ballon, provoquant l'entrée d'air et l'enrichissement en oxygène de l'eau de la chaudière. Ce dernier crée des conditions propices à l'apparition de la corrosion par l'oxygène. Même dans le cas où l'eau est complètement retirée de la chaudière, sa surface intérieure n'est pas sèche. Les variations de température et d'humidité de l'air provoquent le phénomène de condensation de l'humidité de l'atmosphère contenue à l'intérieur du bloc chaudière. La présence d'un film enrichi en oxygène à la surface du métal 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 le film d'humidité, l'intensité de la corrosion augmente considérablement. Des phénomènes similaires peuvent être observés, par exemple, dans les surchauffeurs, qui souffrent souvent de corrosion de stationnement.

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

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

stationnement corrosion peut causer de graves dommages aux chaudières si des mesures spéciales ne sont pas prises pour les protéger. Son danger réside également dans le fait que les foyers de corrosion qu'il crée pendant la période d'inactivité continuent à fonctionner pendant le fonctionnement.

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

c) Corrosion intergranulaire

Corrosion intergranulaire se produit dans les joints rivetés et les joints roulants des chaudières à vapeur, qui sont emportés par l'eau de la chaudière. Elle se caractérise par l'apparition de fissures dans le métal, d'abord très fines, imperceptibles à l'œil, qui, en se développant, se transforment en larges fissures visibles. Ils passent entre les grains du métal, c'est pourquoi cette corrosion est appelée intergranulaire. Dans ce cas, la destruction du métal se produit sans déformation, ces destructions sont donc dites cassantes.

Il a été établi par expérience que la corrosion intergranulaire ne se produit que lorsque 3 conditions sont simultanément présentes :

1) Fortes contraintes de traction dans le métal, proches de la limite d'élasticité.
2) Fuites dans les coutures des rivets ou les joints roulés.
3) Propriétés agressives de l'eau de chaudière.

L'absence de l'une des conditions ci-dessus exclut l'apparition de ruptures 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. Importance a une teneur en soude caustique, qui à des concentrations élevées (5-10%) réagit avec le métal. De telles concentrations sont atteintes dans les fuites des joints rivetés et des joints roulants, dans lesquels l'eau de la chaudière s'évapore. C'est pourquoi la présence de fuites peut provoquer l'apparition de ruptures fragiles dans des conditions appropriées. De plus, un indicateur important de l'agressivité de l'eau de chaudière est l'alcalinité relative - Schot.

d) Corrosion vapeur-eau

La corrosion eau-vapeur est la destruction du métal par interaction chimique avec la vapeur d'eau : 3Fe + 4H20 = Fe304 + 4H2
La destruction du métal devient possible pour les aciers au carbone avec une élévation de la température de la paroi du tuyau à 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 sur la surface métallique. La nature locale de la corrosion a la forme d'ulcères, de rainures, de fissures.

La principale raison de l'apparition de la corrosion par la vapeur est le chauffage de la paroi du tube à une température critique, à laquelle l'oxydation du métal par l'eau est accélérée. Par conséquent, la lutte contre la corrosion vapeur-eau est menée en éliminant les causes qui provoquent une surchauffe du métal.

corrosion par la vapeur et l'eau ne peut être éliminée par aucune modification ou amélioration du régime eau-chimie de l'unité chaudière, puisque les causes de cette corrosion résident dans les processus hydrodynamiques du four et intra-chaudière, ainsi que dans les conditions de fonctionnement.

e) Corrosion des sous-boues

Ce type de corrosion se produit sous une couche de boue formée sur la surface interne de la tuyauterie du groupe chaudière, du fait de l'alimentation de la chaudière en eau insuffisamment purifiée.

L'endommagement du métal qui se produit lors de la corrosion sous boues est de nature locale (ulcérative) et se situe généralement sur le demi-périmètre de la conduite 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 un "tubercule" sous l'ulcère.

Types de corrosion. Pendant le fonctionnement, les éléments de la chaudière à vapeur sont exposés à des fluides agressifs - eau, vapeur et gaz de combustion. Distinguer la corrosion chimique de la corrosion électrochimique.

Corrosion chimique, causée 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 causée 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, circulant dans des solutions aqueuses d'électrolytes lorsque courant électrique, causée par la différence de potentiel entre les sections individuelles du métal, différant par l'hétérogénéité chimique, la température ou la qualité du traitement.
Le rôle de l'électrolyte est assuré par l'eau (avec corrosion interne) ou la vapeur d'eau condensée dans les dépôts (avec corrosion externe).

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

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

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

Ce phénomène est appelé polarisation. Si le potentiel d'anode diminue à la suite de la formation d'un film d'oxyde protecteur ou d'une augmentation de la concentration d'ions métalliques dans la région de l'anode et que le potentiel de cathode reste pratiquement inchangé, la polarisation est appelée anodique.

Avec la polarisation cathodique en solution près de la cathode, la concentration d'ions et de molécules capables d'éliminer les électrons en excès de la surface métallique chute fortement. Il en résulte que le point principal dans la lutte contre la corrosion électrochimique est la création de telles conditions lorsque les deux types de polarisation seront maintenus.
Il est pratiquement impossible d'y parvenir, car l'eau de la chaudière contient toujours des dépolarisants - des substances qui perturbent les processus de polarisation.

Les dépolarisants comprennent les molécules O 2 et CO 2 , les ions H +, Cl - et SO - 4 , ainsi que les oxydes de fer et de cuivre. Dissous dans l'eau, le CO 2 , le Cl - et le SO - 4 inhibent la formation d'un film d'oxyde protecteur dense sur l'anode et contribuent ainsi au déroulement intensif des 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 sections 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 suffisamment résistant qui protège le matériau de l'exposition à l'oxygène jusqu'à ce qu'il soit détruit par des facteurs chimiques ou mécaniques.

La vitesse des réactions hétérogènes (dont la corrosion) est régulée par l'intensité des processus suivants : apport de réactifs (essentiellement des dépolarisants) à la surface du matériau ; destruction du film d'oxyde protecteur; élimination des produits de réaction du lieu de son apparition.

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 produits chimiques agressifs à haute intensité des deux autres processus, comme le montre l'expérience des chaudières en fonctionnement, sont généralement inefficaces.

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

Corrosion électrochimique

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

• oxygène (et sa variété - parking),
• subsludge (parfois appelée "shell"),
• intergranulaire (fragilité alcaline des aciers de chaudronnerie),
• fente et
• sulfureux.

Corrosion à l'oxygène observés dans les économiseurs, les raccords, les conduites d'alimentation et de descente, les collecteurs vapeur-eau et les dispositifs intra-collecteurs (écrans, tuyaux, désurchauffeurs, etc.). Les serpentins du circuit secondaire des chaudières à double circuit, utilisant des chaudières et des réchauffeurs d'air à vapeur sont particulièrement sensibles à la corrosion par l'oxygène. La corrosion par l'oxygène se produit pendant le fonctionnement des chaudières 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 en raison de travail efficace dégazeurs et régime eau phosphate-nitrate. Dans les chaudières à tubes d'eau auxiliaires, il atteint souvent 0,5 à 1 mm / an, bien qu'il se situe en moyenne entre 0,05 et 0,2 mm / an. La nature des dommages aux aciers de chaudière est de petites fosses.

Un type de corrosion par l'oxygène plus dangereux est stationnement corrosion s'écoulant pendant la période d'inactivité de la chaudière. En raison des spécificités de fonctionnement, toutes les chaudières de navires (en particulier les chaudières auxiliaires) sont soumises à une intense corrosion de stationnement. En règle générale, la corrosion de stationnement n'entraîne pas de pannes de la chaudière, cependant, le métal corrodé pendant les arrêts, ceteris paribus, est détruit plus intensément pendant le fonctionnement de la chaudière.

La principale cause de la corrosion de stationnement est la pénétration d'oxygène dans l'eau si la chaudière est pleine ou dans le film d'humidité sur la surface métallique si la chaudière est sèche. Un rôle important est joué par les chlorures et le NaOH contenus dans l'eau et les dépôts de sels solubles dans l'eau.

Si des chlorures sont présents dans l'eau, la corrosion uniforme du métal est intensifiée, et s'il 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 de l'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 marines et de déchets est limitée à 0,1 mg/l.

Cependant, même avec une telle teneur en oxygène de l'eau d'alimentation, des dommages par 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 lixiviation des produits de réaction des centres de corrosion. L'exemple le plus illustratif illustrant l'effet de ces procédés sur les dommages dus à la corrosion est la destruction des serpentins des chaudières utilisant à circulation forcée.

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

Dommages de corrosion en cas de corrosion par l'oxygène, ils sont généralement strictement localisés: sur la surface intérieure des sections d'entrée (voir Fig. 1, a), dans la zone des coudes (Fig. 1, b), sur les sections de sortie et dans le coude de serpentin (voir Fig. 1, c), ainsi que dans les collecteurs vapeur-eau des chaudières d'utilisation (voir Fig. 1, d). C'est dans ces zones (2 - la zone de cavitation près de la paroi) que les caractéristiques hydrodynamiques de l'écoulement créent des conditions pour la destruction du film d'oxyde et le lavage intensif 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 proches de la paroi le flux en expansion 2, où les bulles de vapeur formées et qui s'effondrent immédiatement provoquent la destruction du film d'oxyde sous l'effet de l'énergie des microchocs hydrauliques.
Ceci est également facilité par les contraintes alternées dans le film, causées par la vibration des bobines et les fluctuations de température et de pression. L'augmentation de la turbulence locale de l'écoulement dans ces zones provoque un lessivage actif des produits de corrosion.

Sur les sections de sortie directe des serpentins, le film d'oxyde est détruit en raison des impacts sur la surface des gouttelettes d'eau lors des pulsations turbulentes de l'écoulement du mélange vapeur-eau, dont le mode de mouvement annulaire dispersé passe ici à un mode dispersé à une vitesse d'écoulement 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 à récupération de type La Mont après 2- 4 ans de fonctionnement, et dans d'autres domaines - après 6-12 ans.

Riz. Fig. 2. Dommages causés par la corrosion sur les bobines de l'économiseur des chaudières d'utilisation KUP1500R du bateau à moteur "Indira Gandhi".

A titre d'illustration de ce qui précède, considérons les causes d'endommagement des serpentins économiseurs de deux chaudières à récupération de type KUP1500R installées sur le porte-allumeur 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, des dommages aux bobines apparaissent également dans ces économiseurs, situés dans des zones allant jusqu'à 1-1,5 m du collecteur d'admission. La nature des dommages indique (Fig. 2, a, b) une corrosion typique de l'oxygène suivie d'une rupture par fatigue (fissures transversales).

Cependant, la nature de la fatigue dans les zones individuelles est différente. L'apparition d'une fissure (et d'une fissuration antérieure du film d'oxyde) dans la zone de la soudure (voir Fig. 2, a) est une conséquence des contraintes alternées causées par la vibration du faisceau de tubes et la caractéristique de conception du jonction des bobines avec le collecteur (l'extrémité de la bobine de diamètre 22x3 est soudée à un raccord courbe de diamètre 22x2).
La destruction du film d'oxyde et la formation de fissures de fatigue sur la surface interne des sections droites des bobines, éloignées de l'entrée de 700 à 1000 mm (voir Fig. 2, b), sont dues aux contraintes thermiques alternées qui se produisent lors de la mise en service de la chaudière, lorsque la surface chaude a servi eau froide. Dans le même temps, l'effet des contraintes thermiques est renforcé par le fait que les ailettes des bobines rendent difficile la dilatation libre du métal du tuyau, créant des contraintes supplémentaires dans le métal.

Corrosion des boues couramment observé dans les chaudières à tubes d'eau principales sur surfaces internesécran et tubulures de vaporisation des faisceaux d'arrivée face au chalumeau. La nature de la corrosion sous-boue est constituée de fosses ovales d'une taille le long du grand axe (parallèle à l'axe du tuyau) jusqu'à 30-100 mm.
Il y a une couche dense d'oxydes sous forme de "coquilles" 3 sur les ulcères (Fig. 3).La corrosion du sous-lisier se produit en présence de dépolarisants solides - oxydes de fer et de cuivre 2, qui se déposent sur le tuyau le plus sollicité thermiquement sections aux endroits des centres de corrosion actifs qui se produisent lors de la destruction des films d'oxyde .
Une couche lâche de tartre et de produits de corrosion se forme sur le dessus.
Pour les chaudières auxiliaires, ce type de corrosion n'est pas typique, mais sous des charges thermiques élevées et des modes de traitement de l'eau appropriés, l'apparition de corrosion sous boues dans ces chaudières n'est pas exclue.

2.1. surfaces chauffantes.

Les dommages les plus caractéristiques des tuyaux des surfaces chauffantes sont: fissures à la surface des tuyaux de l'écran et de la chaudière, érosion corrosive des surfaces extérieures et intérieures des tuyaux, ruptures, amincissement des parois des tuyaux, fissures et destruction des cloches.

Les raisons de l'apparition de fissures, de ruptures et de fistules: dépôts dans les tuyaux des chaudières de sels, produits de corrosion, éclairs de soudage, qui ralentissent la circulation et provoquent une surchauffe du métal, dommages mécaniques externes, violation du régime hydrochimique.

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 installations de soufflage lorsque, à la suite d'un fonctionnement incorrect, de la condensation peut se former sur les surfaces de chauffage couvertes de suie. Une corrosion à haute température peut se produire dans le deuxième étage du surchauffeur lors de la combustion de mazout sulfureux.

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

La corrosion de la surface intérieure des canalisations comprend également : la corrosion par stationnement de l'oxygène, la corrosion alcaline sous boues des canalisations de la chaudière et de l'écran, la fatigue due à la corrosion, qui se manifeste sous la forme de fissures dans les canalisations de la chaudière et de l'écran.

Les dommages aux conduites dus au fluage se caractérisent par une augmentation du diamètre et la formation de fissures longitudinales. Déformations aux coudes et joints soudés peuvent avoir des directions différentes.

Les brûlures et le tartre dans les tuyaux se produisent à la suite de leur surchauffe à des températures supérieures à celle calculée.

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

Les principaux défauts et dommages de la surface du surchauffeur sont : la corrosion et la formation de tartre sur les surfaces extérieures et intérieures des tuyaux, les fissures, les risques et le délaminage du métal des tuyaux, les fistules et les ruptures des tuyaux, les défauts dans les soudures des tuyaux, les déformations résiduelles à la suite d'un fluage.

Les dommages aux soudures d'angle des bobines et des raccords aux collecteurs, entraînant 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 se produisent lors du fonctionnement du désurchauffeur de surface de la chaudière DE-25-24-380GM sont les suivants : corrosion interne et externe des tuyaux, fissures et fistules dans les soudures

coutures et coudes des tuyaux, coquilles pouvant survenir lors des réparations, risques sur le miroir des brides, fuites des joints à brides dues au désalignement des brides. Lors du test hydraulique de la chaudière, vous pouvez

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

2.2. Tambours de chaudière.

Les dommages typiques des tambours de chaudière sont les suivants : 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 tambours et sur la surface cylindrique des trous de tuyauterie, corrosion intergranulaire des les viroles et les fonds, décollement par corrosion des surfaces des viroles et des fonds, ovalisation des renflements des fûts (renflements) sur les surfaces des fûts faisant face au four, provoqués par l'effet de la température de la torche en cas de destruction (ou de perte) des différentes parties de la doublure.

2.3. Structures métalliques et revêtement de la chaudière.

Selon la qualité travail préventif, ainsi que sur les modes et périodes de fonctionnement de la chaudière, ses structures métalliques peuvent présenter les défauts et dommages suivants: ruptures et pliures des crémaillères et des connexions, fissures, dommages par corrosion de la surface métallique.

En raison d'une exposition prolongée aux températures, des fissures et de la violation de l'intégrité de la brique façonnée fixée sur les broches au tambour supérieur du côté du four, ainsi que des fissures dans maçonnerie le long du tambour inférieur et de la sole du four.

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

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

La vérification de l'état des éléments de la chaudière, sortis pour réparation, est effectuée sur la base des résultats d'un test hydraulique, d'une inspection externe et interne, ainsi que d'autres types de contrôle effectués dans la mesure et conformément au programme d'expertise de la chaudière (rubrique "Programme d'expertise des chaudières").

3.1. Vérification des surfaces chauffantes.

L'inspection des surfaces extérieures des éléments tubulaires doit être particulièrement soignée aux endroits où les tuyaux traversent le revêtement, le revêtement, dans les zones de contrainte thermique maximale - dans la zone des brûleurs, des trappes, des regards, ainsi que dans endroits où les tuyaux de tamis sont pliés et aux soudures.

Pour prévenir les accidents liés à l'amincissement des parois des canalisations dû au soufre et à la corrosion de stationnement, il est nécessaire lors des examens techniques annuels effectués par l'administration de l'entreprise d'inspecter les canalisations des surfaces chauffantes des chaudières en fonctionnement depuis plus de deux ans.

Le contrôle est effectué par inspection externe avec taraudage des surfaces extérieures préalablement nettoyées des tuyaux avec un marteau ne pesant pas plus de 0,5 kg et mesurant l'épaisseur des parois des tuyaux. Dans ce cas, il faut choisir les tronçons de canalisations qui ont subi le plus d'usure et de corrosion (tronçons horizontaux, tronçons avec dépôts de suie et recouverts de dépôts de coke).

L'épaisseur de la paroi du tuyau est mesurée avec des jauges d'épaisseur à ultrasons. Il est possible de couper des sections de tuyaux sur deux ou trois tuyaux d'écrans de four et des tuyaux d'un faisceau convectif situés à l'entrée et à la sortie des gaz. L'épaisseur de paroi restante des tuyaux doit être au moins celle calculée selon le calcul de résistance (joint au passeport de la chaudière), en tenant compte de la tolérance à la corrosion pour la période de fonctionnement jusqu'à la prochaine enquête et une augmentation de la marge de 0,5 mm.

L'épaisseur de paroi calculée de l'écran et des tuyaux de la chaudière pour une pression de service de 1,3 MPa (13 kgf / cm 2) est de 0,8 mm, pour 2,3 MPa (23 kgf / cm 2) - 1,1 mm. La tolérance pour la corrosion est acceptée sur la base des résultats des mesures et en tenant compte de la durée d'exploitation entre les visites.

Dans les entreprises où, à la suite d'un fonctionnement à long terme, une usure intensive des tuyaux des surfaces de chauffage n'a pas été observée, le contrôle de l'épaisseur des parois des tuyaux peut être effectué à révisions mais au moins une fois tous les 4 ans.

Le collecteur, le surchauffeur et la lunette arrière font l'objet d'un contrôle interne. L'ouverture et l'inspection obligatoires doivent être soumises aux trappes du collecteur supérieur de la lunette arrière.

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

Différence admissible dans l'épaisseur de paroi des tuyaux - 10%.

Les résultats de l'inspection et des mesures sont consignés dans le journal de réparation.

3.2. Vérification du tambour.

Avant d'identifier 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.

La corrosion uniforme est mesurée le long de l'épaisseur de paroi, dans laquelle, à cet effet, un trou d'un diamètre de 8 mm est percé. Après la mesure, installez un bouchon dans le trou et soudez-le 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 piqûres doivent être mesurées à partir des empreintes. À cette fin, nettoyez la zone endommagée de la surface métallique des dépôts et lubrifiez 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 empreinte exacte de la surface endommagée.

Pour obtenir des tirages, utilisez un tretnik, régule, étain et, si possible, utilisez du plâtre.

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

L'inspection des trous de tuyau, 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'au rebord d'arrêt, cela signifie que le diamètre du trou a été augmenté au-delà de la norme. La mesure de la valeur exacte du diamètre est effectuée avec un pied à coulisse et est notée dans le carnet de réparation.

Lors de la vérification des joints soudés des fûts, il est nécessaire d'inspecter le métal de base adjacent à ceux-ci 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, dans les cas douteux et plus souvent.

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

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

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

sur le côté pression atmosphérique(renflements) - 2%;

dans le sens de la pression de vapeur (bosses) - 5%.

Réduction autorisée de l'épaisseur de la paroi inférieure - 15%.

Augmentation autorisée du diamètre des trous pour les tuyaux (pour le soudage) - 10%.