Signes de vieillissement dans les chaudières

Tous les équipements des centrales électriques ont une durée de vie limitée, mais tous les composants ne vieillissent pas au même rythme. Certains équipements peuvent durer plus longtemps que la durée de vie utile d'une usine, tandis que d'autres machines peuvent être remplacées plus d'une fois au fil des ans. Les composants de la chaudière en sont un bon exemple. En règle générale, les tubes exposés à des températures plus élevées et à des contraintes plus extrêmes se dégradent plus rapidement. Comprendre les mécanismes et savoir où chercher les signes avant-coureurs pourraient permettre d'effectuer des réparations avant la panne.

Si le contrôle de la chimie de l'eau a été bon, les économiseurs durent généralement plus longtemps que les surchauffeurs radiants (SH) ou les réchauffeurs (RH). Le processus de dégradation est causé par une exposition à des températures suffisamment élevées pour que les matériaux de construction fonctionnent dans la plage de fluage, pour que la fatigue thermique soit un mécanisme de dégradation important et, bien sûr, pour que des changements microstructuraux se développent.

Aux fins de cet article, aucun gaspillage ou amincissement des parois ne sera pris en compte, c'est-à-dire ignorer la corrosion des cendres de combustible au coin du feu, l'érosion des cendres volantes ou des souffleurs de suie, ainsi que l'oxydation et la corrosion par l'eau/la vapeur. Les études d'épaisseur de paroi trouveront généralement ces types de problèmes et des remplacements de tubes peuvent être effectués au besoin.

Parallèlement aux changements microstructuraux, il y a des diminutions de dureté, de résistance et de ductilité. Ces changements incluent la sphéroïdisation des carbures dans les aciers au chrome-molybdène (Cr-Mo), la graphitisation dans les aciers ferritiques au carbone (C) et C-Mo, et la formation et la sensibilisation de la phase sigma dans les aciers inoxydables austénitiques.

Pour les collecteurs de sortie SH et RH à haute température, le fluage et la fatigue thermique interagissent d'une manière unique, souvent appelée fatigue de fluage, au niveau des soudures entre le tube de raccordement et le collecteur vers les extrémités des collecteurs. Pour les collecteurs dont les températures de vapeur sont inférieures à la plage de fluage, une fatigue thermique "simple" peut se développer à ces endroits. La dilatation différentielle entre le collecteur plus chaud et les parois d'eau plus froides conduit à une déviation des tubes "troncs" entre les parois d'eau et le collecteur. La "flexion" ou la déviation est la plus grande aux extrémités de l'en-tête, en supposant que l'expansion est symétrique par rapport au point médian de la longueur.

La forme de l'endommagement, fatigue par fluage ou fatigue thermique, dépend de la température du tube d'embout individuel. L'analyse microstructurale des fissures est généralement nécessaire pour en établir la cause. Tous les tubes ne fonctionnent pas à la température moyenne de la vapeur dans le collecteur. Pour les tubes individuels dans un collecteur intermédiaire, une température de vapeur de 850F peut être suffisamment élevée pour que les tubes de tronçon SA-213 T2 soient dans la plage de fluage même si à 850F T2 ne devrait généralement pas échouer par fluage aux niveaux de contrainte autorisés par le code.

Les estimations des contraintes imposées par la dilatation différentielle sur les soudures du tube de tronçon au niveau ou à proximité du collecteur peuvent être calculées à partir de la théorie simple des poutres. Supposons que la charge sur un tube flexible est un point au niveau de la pénétration du mur d'eau/du toit, comme illustré à la figure 1.

La flèche est donnée par :

où δ est la déviation causée par la dilatation différentielle (in.), l est la longueur du tube de raccord entre le collecteur et le mur d'eau (in.), E est le module de Young (environ 22 x 106 psi à 1 000F), I est le moment d'inertie (in4) et pour les tuyaux et les tubes est donné par π / 64 x (diamètre extérieur4 - diamètre intérieur4), et P est la charge nécessaire pour provoquer la déviation (lb en flexion simple ).

La contrainte de flexion sur la surface est donnée par :

où S est la contrainte maximale dans la fibre externe (psi), M est le moment de flexion (in-lb) et est égal à P xl (charge x longueur), c est la distance entre l'axe neutre et la surface (in.), et I est le moment d'inertie (in4).

Ce qui doit être calculé est la contrainte, S, de la déviation au niveau des tubes fissurés près des extrémités du collecteur. Les deux équations peuvent être résolues pour P comme suit :

Mettre les deux équations égales l'une à l'autre puis résoudre pour S donne :

L'examen de la solution pour S suggère que la contrainte de dilatation différentielle qui provoque une fatigue par fluage ou des dommages par fatigue thermique, diminue à mesure que le tube de tronçon s'allonge (plus flexible, moins rigide) et augmente à mesure que la déviation augmente (en-tête plus long, plus grande différence de température entre le mur d'eau et l'en-tête) et les tubes de tronçon augmentent en diamètre.

La déflexion est estimée à partir des différences de dilatation thermique entre le collecteur de sortie à 1 000 F et le toit du mur d'eau à 650 F, d'où :

où ∝ est le coefficient de dilatation (po/po/F), L est la longueur entre le milieu du collecteur et les tubes d'extrémité (po), ∝ pour T22 de 70F à 1 000F est de 7,97 x 10–6 po/po/F, ∝ pour 210 A1 de 70F à 650F est de 7,35 x 10–6 po/po/F.

Cette approche simple indique où la première inspection approfondie doit être effectuée - les tubes aux extrémités avec la longueur la plus courte.

L'exemple suivant tiré des dossiers de David N. Métallurgistes français (DNFM) d'une chaudière de 33 ans illustre certains de ces concepts. En prime, il fournit une illustration d'une véritable rareté, une soudure de métaux différents (DMW) réalisée avec un alliage de soudure à base de nickel qui a échoué du côté de l'acier inoxydable.

L'inspection du collecteur de sortie SH haute température de la chaudière a révélé d'importantes fissures au niveau des tubes internes d'un réseau de huit tubes (Figure 2). Une vue rapprochée de la région endommagée est présentée à la figure 3. Notez que les zones d'élimination des fissures se trouvent dans le tube de plus petit diamètre et se trouvent sur la moitié vers l'extrémité du collecteur.

La déviation du tube due à la dilatation différentielle mettrait la partie de tension du tube face à l'extrémité du collecteur. Les deux tubes de cet exemple ont été spécifiés comme 2,25 pouces. diamètre extérieur (OD) x 0,460 po. épaisseur de paroi minimale (MWT) acier faiblement allié SA-213 T22 et 1,75 po. DE x 0,260 po. Acier inoxydable MWT SA-213 TP321H.

En pratique, l'endroit où les dommages se produisent - SA-213 T22 au niveau du collecteur, T22 zone affectée par la chaleur (HAZ) du DMW ou le 321 HAZ du DMW - dépend de plusieurs facteurs, notamment les diamètres des tubes, la longueur jusqu'au toit (moment de flexion), la forme de la soudure DMW et T22 tube-collecteur (augmentation des contraintes due à une mauvaise géométrie de la soudure) et l'alliage de soudage utilisé dans le DMW. Dans la plupart des cas, les dommages se produisent au niveau du DMW.

Un DMW est un joint réalisé entre deux systèmes d'alliage différents, généralement entre ferritique et austénitique, ou martensitique et austénitique. Historiquement, les DMW étaient fabriqués avec des alliages de soudage en acier inoxydable, souvent E-309. Une défaillance se produirait dans la ZAT du côté T22.

Le coefficient de dilatation thermique de l'acier inoxydable est d'environ 30 % supérieur à celui des aciers ferritiques similaires au T22. Cette différence a placé une grande contrainte thermique sur le T22 au bord de la zone de fusion. La pratique moderne consiste à utiliser un alliage à base de nickel. Maintenant, le métal fondu et la dilatation thermique T22 sont presque égaux, et la contrainte thermique est transférée à la ZAT en acier inoxydable. En fonctionnement normal, l'acier inoxydable est suffisamment solide pour résister aux pannes.

Dans l'exemple présenté ici, la panne était dans le TP321H. Étant donné que les contraintes de traction s'additionnent, la contrainte due à la flexion du tube de tronçon due aux différences de dilatation entre le toit et le collecteur s'ajoute à la contrainte dans la ZAT causée par les différences de dilatation entre le TP321H et le métal soudé. Le résultat a été une défaillance du tube TP321H de plus petit diamètre, comme indiqué à la figure 3.

Aucune mesure dimensionnelle de la longueur du collecteur ou de la longueur du tube de tronçon n'a été fournie, de sorte que les estimations des niveaux de contrainte réels n'ont pas pu être calculées. Cependant, le point peut être sans objet, car la relaxation des contraintes se serait probablement produite lorsque les tubes fonctionnaient à une température suffisamment élevée et pendant des durées suffisamment longues pour "soulager" efficacement les contraintes pendant le service, ce qui est probablement la raison pour laquelle les dommages ont mis si longtemps à se développer.

Un tube de tronçon de deuxième rangée a été envoyé à DNFM pour analyse métallurgique et est illustré à la figure 4. Un gros plan est présenté à la figure 5. Le DMW est bien fait avec une transition en douceur entre les tubes de diamètres différents. L'analyse métallographique du DMW dans un plan où des dommages, le cas échéant, étaient à prévoir, a révélé quatre détails microstructuraux intéressants. Ils étaient:

■ La microstructure du TP321H était de l'austénite équiaxe avec les joints de grains décorés à la fois de carbures et de phase sigma (Figure 6). L'apparition de la phase sigma suggère que cette suspension ou plusieurs suspensions d'extrémité ont pu fonctionner au-dessus de la température de conception pendant une bonne partie des 33 années de service. Cela peut également impliquer une forme en U de la distribution de température dans le surchauffeur (d'autres pendentifs devraient être examinés pour le confirmer).

■ Au diamètre extérieur à côté de la ZAT du métal fondu, les fissures de fluage intergranulaire ou de fatigue par fluage attendues (Figure 7) ont été trouvées. C'était le résultat des contraintes de traction combinées de la flexion et de la DMW.

■ On a également noté près des fissures des limites jumelles—les lignes droites noires à travers certains grains d'austénite—preuve d'une déformation plastique due aux contraintes de traction.

■ Un petit pas ou un changement de diamètre, un élévateur de contrainte ou « encoche » au bord du métal fondu. Le TP321H s'oxyde plus rapidement que le métal fondu au nickel (composition similaire à l'Inconel 625). Au cours de la durée de vie, le rehausseur de contrainte augmente encore la contrainte de traction effective.

En résumé, les dommages dans les soudures entre le tube de tronçon et le collecteur résultant de la dilatation différentielle entre le collecteur et le toit peuvent s'expliquer par les contraintes estimées à partir de la théorie simple des poutres, les contraintes de fonctionnement attendues sur les alliages de soudure et les conditions utilisées pendant la fabrication. Plus important, cependant, est l'aide apportée pour savoir exactement où chercher les premiers signes de dommage - le précurseur de la panne - lorsque les générateurs de vapeur dépassent la barre des 25 ans. L'inspection minutieuse nécessaire pour trouver ces fissures nécessite un nettoyage en profondeur, ce qui prend du temps. Des techniques d'inspection telles que le ressuage liquide, les particules magnétiques et les répétitions sont recommandées. ■

—Rama S. Koripelli, PhD, PE ([email protected]) est le directeur technique de David N. French Metallurgists, et David N. French, ScD ([email protected]) est le fondateur de David N. French Metallurgists.

Partagez cet article

Plus d'actualités O&M