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Mécanismes d'endommagement affectant les équipements statiques dans l'Industrie du raffinage

PRATIQUE RECOMMANDEE 571 PREMIERE EDITION, DECEMBRE 2003

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Vous aider à bien faire votre Travail

Copyright American Petroleum Institute Reproduced by IHS under license with API No reproduction or networking permitted without license from IHS

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Mécanismes d'endommagement affectant les équipements statiques dans l'Industrie du raffinage

Segment aval PRATIQUE RECOMMANDEE 571 PREMIERE EDITION, DECEMBRE 2003

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Vous aider à bien faire votre Travail This standard has been translated by Total Raffinage and Marketing France with the permission of the American Petroleum Institute (API). This translated version shall not replace nor supersede the English language version which remains the official version. API shall not be responsible for any errors, discrepancies or misinterpretations arising from this translation. No additional translation or reproduction may be made of the standard without the prior written consent of API La présente norme a été traduite par Total Raffinage and Marketing France avec l’autorisation de l’American Petroleum Institute (API). Cette traduction ne remplace ni n’annule le texte en langue anglaise qui demeure la version officielle. L’API décline toute responsabilité vis-à-vis de toute erreur, divergence ou fausse interprétation consécutive à la dite traduction. Toute autre traduction ou reproduction de la dite norme sera soumise à l’accord préalable écrit de l’API.


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NOTES PARTICULIERES (Décembre, 2003) Les publications de l'API traitent nécessairement des problèmes de nature générale. Dans des conditions particulières, particulières, il convient de tenir compte des lois et réglementations réglementations locales, étatiques et fédérales. L'API n'a pas pour intention de pallier les devoirs des employeurs, fabricants ou fournisseurs qui doivent fournir à leurs employés et autres personnes exposées les avertissements, la formation et les équipements nécessaires en matière de santé, de sécurité et de précautions à prendre pour remplir leurs obligations en vertu des lois locales, étatiques ou fédérales. Il convient que les informations relatives aux risques liés à la sécurité et à la santé ainsi que les précautions nécessaires à l'égard des matériels et des conditions particulières, soient obtenues de l'employeur, du fabricant ou du fournisseur du dit matériel ou en se fondant sur la fiche de sécurité du matériel. Aucun des éléments élément s contenus contenu s dans d ans une publication publica tion de l'API ne doit être interprété interpr été comme octroyant octroy ant un éventuel droit, implicite ou autre, de fabrication, de vente ou d'utilisation d'une éventuelle méthode, appareil ou produit couvert par un titre de propriété industrielle. De même, rien dans le contenu de la présente publication ne doit être interprété comme exonérant une quelconque partie de sa responsabilité pour violation d'éventuels droits de propriété industrielle. De manière générale, les normes API sont revues et révisées, confirmées ou retirées au moins tous les cinq ans. Dans certains cas, une seule prorogation allant jusqu'à deux années peut être ajoutée à ce cycle de révision. La présente publication ne sera plus en vigueur cinq ans après sa date de publication en tant que norme API opérationnelle ou, en cas de prorogation, jusqu'à ce qu'elle soit de nouveau publiée. L'état courant de la publication peut être vérifié auprès du service des normes API, au numéro de téléphone (202) 682-8000. Un catalogue des publications, programmes et services de l'API est publié tous les ans et remis à jour tous les semestres par l'API ; il peut être obtenu auprès de Global Engineering Documents, 15 Inverness Way East, M/S C303B, Englewood, CO 80112-5776. Le présent document a été élaboré en vertu de procédures de normalisation de l'API qui assurent une notification et une participation appropriées au processus de développement ; il est conçu pour être une norme API. Les questions relatives à l'interprétation du contenu de la présente norme ou les commentaires et les questions concernant les procédures d'élaboration de la présente norme sont soumis par écrit au Directeur du service des normes, American Petroleum Institute, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005. Les demandes d'autorisation de reproduction ou de traduction de tout ou partie du contenu des présentes sont soumises au Directeur, aux services commerciaux. Les normes API sont publiées pour mettre à la disposition du plus grand nombre des pratiques techniques et opérationnelles saines et éprouvées. Elles ne préjugent pas de la nécessité d'appliquer un jugement technique pertinent pour déterminer quand et où il convient d'utiliser ces normes. La formulation et la publication de normes API n'est en aucune manière destinée à empêcher quiconque d'utiliser d'autres pratiques. Lorsqu'un fabricant appose sur ses équipements ou ses matériels un marquage conforme aux exigences d'une norme API, il doit uniquement satisfaire à l'ensemble des exigences applicables de la dite norme. En aucune manière l'API ne déclare, ne certifie ou ne garantit que les dits produits sont en fait conformes à la norme API applicable.

Tous droits réservés. La présente œuvre ne peut, en totalité ou en partie, être reproduite, enregistrée dans un système de recherche automatique ou transmise par quelques moyens que ce soit, électronique, mécanique, photocopie, enregistrement ou autres, sans l'accord préalable et écrit de l'éditeur. Contacter l'Editeur, API Publishing Services, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005. Tous droits réservés © 2003 American Petroleum Institute


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AVANT PROPOS (Décembre, 2003) La présente publication résulte de la nécessité de disposer d'un document pour décrire les mécanismes d'endommagement qui affectent les équipements dans les industries du raffinage et de la pétrochimie. L'une des étapes clé pour une gestion sûre et fiable des équipements est d'identifier et de comprendre les mécanismes d'endommagement rencontrés. Une identification correcte des mécanismes d'endommagement est importante pour la mise en œuvre des guides d'inspection API (API 510, API 570, API 653) et pour effectuer une inspection basée sur la criticité selon l'API 580 et l'API 581. L'évaluation de l'aptitude au service sur la base de l'API 579, nécessite la compréhension et la prise en compte des mécanismes d'endommagement afin d'estimer la durée de vie résiduelle. La présente publication fournit des lignes directrices permettant de tenir compte : •

des informations d'ordre pratique relatives aux mécanismes d'endommagement qui peuvent affecter les équipements de processus,

•

une assistance concernant le type et l’étendue des dommages prévisibles, et

•

la manière dont ces connaissances peuvent être appliquées pour retenir des méthodes d'inspection efficaces permettant de détecter l'étendue des dommages et de les caractériser.

De manière générale, l'objectif de ce document est de présenter des informations sur les mécanismes d'endommagement qui affectent les équipements, dans un format défini pour aider le lecteur à appliquer les informations au processus d'inspection et d'évaluation des équipements, du point de vue de la sécurité et de la fiabilité. Ce document reflète des informations industrielles mais il ne s'agit en une aucune manière d'une norme ou d'un code pratique obligatoire. En ce sens, les termes "doit(vent)" et "il faut" sont uniquement utilisés pour souligner des exigences obligatoires à l'égard des procédures d'évaluation qui, à moins qu'elles ne soient suivies explicitement, risquent de ne pas être mises en œuvre de manière correcte. Les termes "il convient" ou "est recommandé" sont utilisés pour définir ce qui est considéré comme une bonne pratique, recommandée mais non absolument obligatoire. Les termes "il est possible", "il est admis" sont utilisés pour définir ce qui est considéré facultatif. La présente publication a été élaborée par un groupe de travail API comprenant des représentants de l'American Petroleum Institute et du Pressure Vessel Research Council, ainsi que de personnes physiques liées à des industries apparentées. L'American Petroleum Institute a l'intention de réviser périodiquement cette publication. Tous les détenteurs et utilisateurs de récipients sous pression, canalisations et réservoirs, sont invités à rendre compte de l'expérience de l'utilisation du présent document. Les publications de l'API peuvent être utilisées par toute personne qui le souhaite. L'Institut a fait tout son possible pour assurer la précision et la fiabilité des données qu'elles contiennent. Cependant, il ne fait aucune insertion, ne donne aucun engagement ou garantie formel lié à cette publication et décline expressément par la présente, toute responsabilité matérielle ou financière pour les pertes ou dommages résultant de son utilisation ou de la violation d'une éventuelle réglementation fédérale, étatique ou municipale qui pourrait être en conflit avec la présente publication. Nous invitons les lecteurs à soumettre leurs éventuelles révisions et commentaires à l'API, service des normes, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005.

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SOMMAIRE ARTICLE 1.0 INTRODUCTION ET DOMAINE D'APPLICATION 1.1 Introduction .......................................................................................................................................... 1-1 1.2 Domaine d'application.......................................................................................................................... 1-1 1.3 Organisation et utilisation .................................................................................................................... 1-2 1.4 Références........................................................................................................................................... 1-2 1.5 Définitions des termes ......................................................................................................................... 1-2 1.6 Demandes techniques ......................................................................................................................... 1-2 ARTICLE 2.0 REFERENCES 2.1 Normes ................................................................................................................................................ 2-1 2.2 Autres Références ............................................................................................................................... 2-2 ARTICLE 3.0 DEFINITION DES TERMES ET ABREVIATIONS 3.1 Termes................................................................................................................................................. 3-1 3.2 Symboles et Abréviations .................................................................................................................... 3-2 ARTICLE 4.0 MECANISMES GENERAUX D'ENDOMMAGEMENT - TOUTES INDUSTRIES 4.1 Généralités........................................................................................................................................... 4-1 4.2 Mécanismes d'endommagement mécaniques et métallurgiques........................................................ 4-1 4.2.1 Graphitisation................................................................................................................................ 4-1 4.2.2 Adoucissement (Sphéroïdisation)................................................................................................. 4-5 4.2.3 Fragilisation de revenu ................................................................................................................. 4-8 4.2.4 Vieillissement sous contrainte .................................................................................................... 4-12 4.2.5 Fragilisation à 475°C (885°F)..................................................................................................... 4-14 4.2.6 Fragilisation par formation de phase Sigma............................................................................... 4-16 4.2.7 Rupture fragile ............................................................................................................................ 4-19 4.2 8 Rupture en fluage et sous contrainte ......................................................................................... 4-23 4.2.9 Fatigue thermique....................................................................................................................... 4-27 4.2.10 Surchauffe de courte durée - Rupture sous contrainte .............................................................. 4-32 4.2.11 Caléfaction.................................................................................................................................. 4-35 4.2.12 Fissuration de soudure entre métaux dissemblables................................................................. 4-38 4.2.13 Choc thermique .......................................................................................................................... 4-42 4.2.14 Erosion / Erosion-corrosion ........................................................................................................ 4-44 4.2.15 Cavitation.................................................................................................................................... 4-49 4.2.16 Fatigue mécanique ..................................................................................................................... 4-53 4.2.17 Fatigue due aux vibrations ......................................................................................................... 4-59 4.2.18 Dégradation du matériau réfractaire........................................................................................... 4-62 4.2.19 Fissuration au réchauffage......................................................................................................... 4-63 4.3 Perte d'épaisseur uniforme ou localisée............................................................................................ 4-65 4.3.1 Corrosion galvanique.................................................................................................................. 4-65 4.3.2 Corrosion atmosphérique ........................................................................................................... 4-69 4.3.3 Corrosion sous isolation (CUI).................................................................................................... 4-71 4.3.4 Corrosion par l'eau de refroidissement....................................................................................... 4-75 4.3.5 Corrosion par l'eau d'alimentation des chaudières et par les condensats................................. 4-78 4.3.6 Corrosion par le dioxyde de carbone (CO 2) ............................................................................... 4-80 4.3.7 Corrosion au point de rosée du gaz de combustion................................................................... 4-84 4.3.8 Corrosion d'origine microbiologique (MIC) ................................................................................. 4-86 4.3.9 Corrosion par le sol .................................................................................................................... 4-91 4.3.10 Corrosion caustique.................................................................................................................... 4-95 4.3.11 Attaque sélective ........................................................................................................................ 4-98 4.3.12 Corrosion graphitique ............................................................................................................... 4-101 4.4 Corrosion à haute température [204°C (400°F)].............................................................................. 4-105 4.4.1 Oxydation.................................................................................................................................. 4-105 4.4.2 Sulfuration................................................................................................................................. 4-109 4.4.3 Carburation............................................................................................................................... 4-113 4.4.4 Décarburation ........................................................................................................................... 4-116 4.4.5 Metal dusting ............................................................................................................................ 4-118 4.4.6 Corrosion par les cendres de combustible............................................................................... 4-121 4.4.7 Nitruration ................................................................................................................................. 4-126 4.5 Fissuration sous l'influence du milieu ambiant ................................................................................ 4-130 4.5.1 Fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures (CI SCC) ................................. 4-130 --`,,`,,,-`-`,,`,,`,`,,`---


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4.5.2 4.5.3 4.5.4 4.5.5 4.5.6

Fatigue-corrosion...................................................................................................................... 4-135 Fissuration due à la corrosion sous tension par les caustiques (fragilisation caustique)......... 4-138 Fissuration due à la corrosion sous tension par l’ammoniac ................................................... 4-144 Fragilisation par métaux liquides (LME) ................................................................................... 4-148 Fragilisation par l'hydrogène (HE)............................................................................................ 4-152

ARTICLE 5.0 MECANISMES D'ENDOMMAGEMENT DANS L'INDUSTRIE DU RAFFINAGE 5.1 Généralités........................................................................................................................................... 5-1 5.1.1 Phénomènes de perte d'épaisseur uniforme ou localisée............................................................ 5-1 5.1.1.1 Corrosion par les amines.............................................................................................................. 5-1 5.1.1.2 Corrosion par le disulfure d'ammonium (eau acide alcaline) ....................................................... 5-4 5.1.1.3 Corrosion par le chlorure d'ammonium ........................................................................................ 5-8 5.1.1.4 Corrosion par l'acide chlorhydrique (HCl)................................................................................... 5-10 5.1.1.5 Corrosion par H 2/H2S à haute température ................................................................................ 5-13 5.1.1.6 Corrosion par l'acide fluorhydrique............................................................................................. 5-16 5.1.1.7 Corrosion par les acides naphténiques (NAC)........................................................................... 5-19 5.1.1.8 Corrosion par le phénol (acide carbolique) ................................................................................ 5-23 5.1.1.9 Corrosion par l'acide phosphorique............................................................................................ 5-24 5.1.1.10 Corrosion par l'eau acide ........................................................................................................ 5-25 5.1.1.11 Corrosion par l'acide sulfurique .............................................................................................. 5-27 5.1.2 Fissuration sous l'influence du milieu ambiant ........................................................................... 5-31 5.1.2.1 Fissuration due à la corrosion sous tension par les acides polythioniques (PASCC)................ 5-31 5.1.2.2 Fissuration due à la corrosion sous tension par les amines ...................................................... 5-37 5.1.2.3 Endommagement par H 2S en milieu humide (Cloquage/Fissuration par l'hydrogène(HIC) / Fissuration par l'hydrogène orienté par des contraintes (SOHIC) / Fissuration due à la corrosion sous tension par l'hydrogène sulfuré (SSC)) ................................................................................................... 5-41 5.1.2.4 Fissuration sous contrainte par l'hydrogène dans l'acide fluorhydrique..................................... 5-50 5.1.2.5 Fissuration due à la corrosion sous tension par les carbonates ................................................ 5-52 5.1.3 Autres mécanismes .................................................................................................................... 5-56 5.1.3.1 Attaque par l'hydrogène à haute température (HTHA)............................................................... 5-56 5.1.3.2 Hydruration du titane .................................................................................................................. 5-61 5.2 Schémas de procédé d'unités de traitement ..................................................................................... 5-65 5.2.1 Unité de traitement du brut / atmosphérique et sous vide.......................................................... 5-65 5.2.2 Cokeur différé (delayed coker) ................................................................................................... 5-65 5.2.3 Craquage catalytique en lit fluidisé............................................................................................. 5-65 5.2.4 Récupération des fractions légères de craquage catalytique en lit fluidisé ............................... 5-65 5.2.5 Reformage catalytique - Regénération en continu du catalyseur .............................................. 5-65 5.2.6 Reformage catalytique - en lit fixe .............................................................................................. 5-65 5.2.7 Unités de traitement hydrogénant - Hydrotraitement, Hydrocraquage....................................... 5-65 5.2.8 Alkylation à l'acide sulfurique ..................................................................................................... 5-65 5.2.9 Alkylation à l'acide fluorhydrique ................................................................................................ 5-65 5.2.10 Traitement aux amines............................................................................................................... 5-65 5.2.11 Récupération du soufre .............................................................................................................. 5-65 5.2.12 Strippeur d’eau procédé ............................................................................................................. 5-65 5.2.13 Isomérisation .............................................................................................................................. 5-65 5.2.14 Reformage à l'hydrogène ........................................................................................................... 5-65 ANNEXE A DEMANDES D'INFORMATIONS TECHNIQUES A.1 Introduction ..........................................................................................................................................A-1 A.2 Format des demandes.........................................................................................................................A-1

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1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6

ARTICLE 1.0 INTRODUCTION ET DOMAINE D'APPLICATION

Introduction ............................................................................................................................................. 1 Domaine d'application............................................................................................................................. 1 Organisation et utilisation ....................................................................................................................... 2 Références.............................................................................................................................................. 2 Définitions des termes ............................................................................................................................ 2 Demandes techniques ............................................................................................................................ 2


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Décembre 2003

API Pratique Recommandée 571

1-1

1.1 Introduction Les codes de conception ainsi que les normes ASME et API concernant les équipements sous pression donnent les règles de conception, de fabrication, de contrôle et d'essais des récipients sous pression neufs, des systèmes de canalisation et des réservoirs de stockage. Ces codes ne traitent pas de la dégradation des équipements en service et n'indiquent pas qu'il peut être décelé des défauts dus à des dommages ou à des défauts de fabrication, lors de contrôles ultérieurs. Les évaluations d'aptitude au service (FFS) sont des estimations techniques quantitatives effectuées pour démontrer l'intégrité structurelle d'un composant en service lorsqu'il présente un défaut ou un dommage. La première étape d'une évaluation de l'aptitude au service réalisée conformément à l'API RP 579 est d'identifier le type de défaut et la cause du dommage. Une identification correcte des mécanismes d'endommagement pour des composants présentant des défauts ou autres formes de dégradation est également la première étape de la réalisation d'une inspection fondée sur l'analyse de la criticité (RBI) conformément à l'API RP 580. Pour réaliser une évaluation FFS ou une étude RBI, il est important de déterminer la (les) cause(s) de l'endommagement ou de la dégradation observé ou anticipé et la probabilité et l'étendue des dommages qui pourraient apparaître ultérieurement. Les défauts et dommages qui sont décelés au cours d'une inspection en service peuvent être le résultat d'un état préexistant, avant mise en service du composant et / ou induit par les conditions de service. Les causes fondamentales de la dégradation peuvent être une conception inadéquate, y compris le choix des matériaux et les détails de conception ou l'interaction d'environnements/conditions agressifs auxquels les équipements sont soumis en service normal ou dans des périodes transitoires. Pour les équipements de raffinage et de pétrochimie, une évaluation FFS ou une étude RBI est rendue difficile par un autre facteur, l'extrême variété des interactions entre matériaux et environnements. Dans les raffineries et les usines chimiques, il existe de nombreuses et différentes unités de traitement, chacune ayant sa propre combinaison de flux procédé agressifs et de conditions de température/pression. En général, les équipements utilisés en pétrochimie sont sujets aux types de dommages suivants : a)

Pertes d’épaisseur, générales et localisées, dues à la corrosion et / ou à l'érosion

b)

Fissures débouchantes

c)

Fissures internes

d)

Microfissures / formation de microvides

e)

Modifications métallurgiques

Chacun de ces types généraux de dommages peut être dû à un seul ou plusieurs mécanismes d'endommagement. En outre, chacun de ces mécanismes d'endommagement apparaît dans des combinaisons très spécifiques de matériaux, d'environnements de processus et de conditions de fonctionnement. 1.2 Domaine d'application Cette pratique recommandée fournit des informations générales relatives aux mécanismes d'endommagement les plus probables subis par les alliages communément utilisés dans l'industrie du raffinage et de la pétrochimie. Ces lignes directrices contiennent des informations qui peuvent être utilisées par le personnel chargé de l'inspection des usines afin de l'aider à identifier les causes probables des dommages et sont destinées à introduire les concepts de dégradation induite en service et de modes de défaillance. Le résumé, fourni pour chaque mécanisme d'endommagement, donne les informations fondamentales requises pour effectuer une évaluation FFS conformément à l'API RP 579 ou une étude RBI conformément à l'API RP 580. Les mécanismes d'endommagement de la présente pratique recommandée couvrent les situations que rencontrent les récipients sous pression, les canalisations ainsi que les réservoirs utilisés dans l'industrie du raffinage et de la pétrochimie. La description des mécanismes d'endommagement ne constitue pas un guide exhaustif pour chaque situation possible qui peut être rencontrée et il est possible que le lecteur ait à consulter un technicien au fait des modes de dégradation et mécanismes de défaillance concernés, notamment ceux qui s'appliquent dans des cas particuliers.

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1.3 Organisation et utilisation Les informations relatives à chaque mécanisme d'endommagement sont fournies sous un format défini tel qu'indiqué ci-dessous. Ce format de la pratique recommandée facilite l'utilisation des informations pour l'élaboration de programmes d'inspection, d'évaluation FFS et d'application RBI. a)

Description du dommage - une description succincte du mécanisme d'endommagement.

b)

Matériaux affectés - une liste des matériaux susceptibles d'être touchés par un mécanisme d'endommagement.

c)

Facteurs critiques - une liste des facteurs qui affectent le mécanisme d'endommagement (c'est-àdire vitesse d'endommagement).

d)

Unités ou équipements affectés - une liste des équipements et / ou unités généralement concernés par le mécanisme d'endommagement. Ces informations sont également illustrées sur les schémas de procédé pour des unités de processus types.

e)

Aspect ou morphologie du dommage - une description du mécanisme d'endommagement avec dans certains cas des illustrations permettant de reconnaître le dommage.

f)

Prévention / Protection - méthodes destinées à prévenir et / ou réduire l'endommagement.

g)

Inspection et surveillance - ensemble d'examens non destructifs recommandés pour détecter et dimensionner les types de défauts associés au mécanisme d'endommagement.

h)

Mécanismes associés - une présentation des mécanismes d'endommagement connexes.

i)

Références - une liste des références donnant l'historique et autres informations pertinentes.

L'article 4.0 décrit des mécanismes d'endommagement qui sont communs à diverses industries telles que l'industrie du raffinage et de la pétrochimie, l'industrie des pâtes et papiers et les entreprises d'énergie fossile. L'article 5 traite des mécanismes d'endommagement spécifiques aux industries du raffinage et de la pétrochimie. En outre, des schémas procédé sont donnés en 5.2 pour aider l'utilisateur à déterminer les principaux endroits où il est commun de rencontrer certains des mécanismes d'endommagement les plus significatifs. 1.4 Références Les normes, codes et spécifications cités dans les pratiques recommandées sont énumérés dans l'article 2. Les références à des publications qui fournissent l'historique et autres informations relatives aux mécanismes d'endommagement sont données dans le paragraphe correspondant à chaque mécanisme d'endommagement. 1.5 Définitions des termes L'Annexe 1.A fournit un glossaire des termes et abréviations utilisés dans l'ensemble de ce document. 1.6 Demandes techniques La procédure utilisée pour soumettre une demande d'interprétation des dispositions de l'API RP 571 est décrite en Annexe A.

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ARTICLE 2.0 REFERENCES

2.1 2.2

Normes ................................................................................................................................................... 1 Autres Références .................................................................................................................................. 2

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2-1

2.1 Normes Les normes, codes et spécifications énumérés ci-après sont cités dans la présente pratique recommandée. Sauf indication contraire, les éditions les plus récentes de ces documents s'appliquent. API API 530

Pressure Vessel Inspection Code

Std. 530

Calculation of Heater Tube Thickness in Petroleum Refineries .

RP 579

Fitness-For-Service

Publ. 581

Risk-Based Inspection – Base Resource Document

Std. 660

Shell and Tube Heat Exchangers for General Refinery Service

RP 751

Safe Operation of Hydrofluoric Acid Alkylation Units

RP 932-B

Design, Materials, Fabrication, Operation and Inspection Guidelines for Corrosion Control in Hydroprocessing Reactor Effluent Air Cooler (REAC) Systems

RP 934

Materials and Fabrication Requirements for 2-1/4 Cr-1Mo & 3Cr-1Mo Steel Heavy Wall Pressure Vessels for High Temperature, High Pressure Service

RP 941

Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and Pressures in Petroleum Refineries and Petrochemical Plants

RP 945

Avoidi ng Env ironmental Cracking in Amine Units

ASM

1

Metals Handbook Volume 1, Properties and Selection : Iron, Steels, and H igh-Performance Alloys; Volume 13, Corrosion in Petroleum Refining and Petrochemical Operations; Volume 11, Failure Analysis and Prevention 2 ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section III, Division I, Rules for Construction of Nuclear Power Plant Componentss ; Section VIII, Division I, Pressure Vessels ASTM 3 MNL41

Corrosion in the Petrochemical Industry

STP1428

Thermo-mechanical Fatigue Behavior of Materials

BSI

4

BSI 7910 MPC

Guidance on Methods for Assessing the Acceptability of Flaws in Fusion Welded Structures

5

Report FS-26

Fitness-For-Service Evaluation Procedures for Operating Pressure Vessels, Tanks and Piping in Refinery and Chemical Service

1

ASM International, 9639 Kinsman Road, Materials Park, OH 44073-0002, www.asminternational.org ' ASME International, 3 Park Avenue, New York, NY 10016-5990, www.asme.org 3 ASTM International, 100 Bar harbor Drive, West Conshohocken, PA 19428-2959, www.astm.org 4 British Standard Institute, 389 Chiswick High Road, London W44AL, United Kingdom, www.bsi-global.com 5 th Materials Properties Council, 3 Park Avenue, 27 Floor, New York, NY 10016-5902, www.forengineers.org/mpc 2

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Décembre 2003

NACE 6 Std. MR 0103

Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining Environments

RP 0169

Standard Recommended Practice : Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems

RP 0170

Protection of Austenitic Stainless Steels and Other Austenitic Alloys from Polythionic Acid Stress Corrosion Cracking during Shutdown of Refinery Equipment

RP 0198

The Control of Corrosion Under Thermal Insulation, and Fireproofing – A Systems Approach

RP 0294

Design, Fabrication, and Inspection of Tanks for the Storage of Concentrated Sulfuric Acid and Oleum at Ambient Temperature

RP 0296

Guidelines for Detection, Repair and Mitigation of Cracking of Existing Petroleum Refinery Pressure Vessels in Wet H 2S Environments

RP 0472

Methods and Controls to Prevent in-Service Environmental Cracking of Carbon Steel Weldments in Corrosive Petroleum Refining Environments

Publ.5A151

Materials of Construction for Handling Sulfuric Acid

Publ. 5A171

Materials for Receiving, Handling, and Storing Hydrofluoric Acid

Publ. 8X194

Materials and Fabrication Practices for New Pressure Vessels used in Wet H 2 S Refinery Service

WRC 7 Bulletin 275

The Use of Quenched and Tempered 2-1/4Cr-1Mo Steel for Thick Wall Reactor Vessels in Petroleum Refinery Processes: An Interpretive Review of 25 Years of Research and Application

2.2 Autres Références Une liste des publications présentant l'historique et autres informations applicables au mécanisme d'endommagement est fournie dans la partie traitant de chaque mécanisme d'endommagement.

6 7

NACE International, 1440 South Creek Drive, Houston, TX 77084, www.nace.org Welding Research Council, 3 Park Avenue, 27th Floor, NewYork, NY 10016-5902, www.forengineers.org/wrc


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ARTICLE 3.0 DEFINITION DES TERMES ET ABREVIATIONS

3.1 3.2

Termes.................................................................................................................................................... 1 Symboles et Abréviations ....................................................................................................................... 2

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3.1

API Pratique Recommandée

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Termes

3.1.1 Austénitique - terme qui fait référence à un type de structure métallurgique (austénite) qui caractérise en général les aciers inoxydables de la série 300 ainsi que des alliages à base de nickel. 3.1.2 Acier inoxydable austénitique - acier inoxydable de la série 300 comprenant les types 304, 304L, 304H, 309, 310, 316, 316L, 316H, 321, 321H, 347 et 347H. Les suffixes "L" et "H" font respectivement référence aux gammes contrôlées de faible (L) et haute (H) teneur en carbone. Ces alliages sont caractérisés par une structure austénitique. 3.1.3 Acier au carbone - aciers qui n'ont pas d'éléments d'alliage intentionnellement ajoutés. Cependant, il peut y avoir de faibles quantités d'éléments admises par les spécifications telles que SA516 et SA106, par exemple, qui peuvent affecter la résistance à la corrosion, la dureté après soudage et la ténacité. Les éléments que l'on peut trouver en petites quantités comprennent Cr, Ni, Mo, Cu, S, Si, P, Al, V et B. 3.1.4 Diéthanolamine (DEA) - utilisé pour le traitement des hydrocarbures aux amines afin de retirer H 2S et CO2. 3.1.5 Acier inoxydable duplex - famille d'aciers inoxydables qui comportent une structure austénoferritique, comprenant les alliages 2205, 2304 et 2507. Les soudures des aciers inoxydables de la série 300 peuvent également présenter une structure duplex. 3.1.6 Ferritique - terme qui fait référence à un type de structure métallurgique (ferrite) qui caractérise en général les aciers au carbone et les aciers faiblement alliés ainsi que de nombreux aciers inoxydables de la série 400. 3.1.7

Aciers inoxydables ferritiques - comprennent les types 405, 409, 430, 442 et 446.

3.1.8 Zone affectée thermiquement (ZAT) - partie du métal de base adjacente à une soudure et qui n'a pas été fondue mais dont la microstructure métallurgique et les propriétés mécaniques ont été modifiées par la chaleur du soudage avec quelquefois des effets indésirables. 3.1.9 Fissuration par l'hydrogène (HIC) - décrit des fissures internes en escalier qui relient des cloques d'hydrogène adjacentes sur différents plans du métal ou à la surface du métal. Aucune contrainte appliquée de l'extérieur n'est nécessaire pour la formation de fissuration HIC. L'évolution de fissures internes (quelquefois appelées fissurations par cloquage) a tendance à rejoindre d'autres fissures par un mécanisme de cisaillement plastique transgranulaire dû à la pression interne qui résulte de l'accumulation d'hydrogène. La jonction de ces fissures sur divers plans dans les aciers est appelée fissuration en escalier pour caractériser l'aspect des fissures. 3.1.10 Acier faiblement allié - famille d'aciers ayant une teneur en chrome et autres éléments d'alliage allant jusqu'à 9%, pour une meilleure résistance aux hautes températures et au fluage. Les matériaux d'alliage sont C-0,5Mo, Mn-0,5Mo, 1Cr-0,5Mo, 1,25 Cr-0,5Mo, 2,25Cr-1,0Mo, 5Cr-0,5Mo et 9Cr-1Mo. Ces aciers sont considérés ferritiques. 3.1.11 Martensitique - terme qui fait référence à un type de structure métallurgique (martensite) qui caractérise en général certains aciers inoxydables de la série 400. Le traitement thermique et / ou le soudage suivis d'un refroidissement rapide peuvent générer cette structure dans les aciers au carbone et faiblement alliés. 3.1.12 Acier inoxydable martensitique - comprend les types 410, 410S, 416, 420, 440A, 440B et 440C. 3.1.13 Méthyldiéthanolamine (MDEA) - utilisé pour le traitement des hydrocarbures aux amines afin d'en extraire H2S et CO2. 3.1.14 Monoéthanolamine (MEA) - utilisé pour le traitement des hydrocarbures aux amines afin de retirer H2S et CO2. 3.1.15 A base de Nickel - famille d'alliages dont le nickel est un élément majeur (>30%) et qui comprend les alliages 200, 400, K-500, 800, 800H, 825, 600, 600H, 617, 625, 718, X-750 et C276.


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3.1.16 Fissuration par l'hydrogène orientée par les contraintes (SOHIC) - décrit un système de fissures aligné presque perpendiculairement à la contrainte et qui est constitué par la jonction de petites fissures HIC dans l'acier. Une force de traction (résiduelle ou appliquée) est nécessaire pour produire une fissuration SOHIC. Cette fissuration SOHIC est en général observée dans le métal de base, au voisinage des zones affectées thermiquement (ZAT) d'une soudure et orientée dans le sens de l'épaisseur. La fissuration SOHIC peut également se produire dans des aciers sensibles en d'autres points présentant des contraintes élevées, comme par exemple à la pointe des fissures et défauts mécaniques ou suite à l'interaction entre des fissurations par l'hydrogène en différents plans de l'acier. 3.1.17 Acier inoxydable - il existe quatre catégories d'aciers inoxydables caractérisés par leur structure métallurgique à température ambiante : les aciers austénitique, ferritique, martensitique et duplex. Ces aciers ont des teneurs diverses en chrome et autres éléments d'alliage qui leur confèrent une certaine résistance à l'oxydation, à la sulfuration et autres formes de corrosion selon la teneur des éléments d’alliage. 3.2

Symboles et Abréviations

3.2.1

ACFM - contrôle par fuite de flux magnétique en courant alternatif.

3.2.2

AE - émission acoustique.

3.2.3

AET - contrôle par l'émission acoustique.

3.2.4

AGO - gazole de distillation atmosphérique.

3.2.5

AUBT - contrôle automatisé de la rétrodiffusion ultrasonore.

3.2.6

BFW - eau d'alimentation des chaudières.

3.2.7

C2 - symbole chimique faisant référence à l'éthane ou à l'éthylène.

3.2.8

C3 - symbole chimique faisant référence au propane ou au propylène.

3.2.9

C4 - symbole chimique faisant référence au butane ou aux butylènes.

3.2.10 Cat - Catalyseur ou catalytique. 3.2.11

CDU - unité de distillation de brut.

3.2.12

CH 4 - méthane.

3.2.13

CO - monoxyde de carbone.

3.2.14

CO2 - dioxyde de carbone.

3.2.15

CVN - entaille charpy en V.

3.2.16

CW - eau de refroidissement.

3.2.17

DIB - déisobutaniseur.

3.2.18

DNB - Perte d’ébullition nucléée (caléfaction)

3.2.19 DEA - diéthanolamine, utilisée pour le traitement des hydrocarbures aux amines afin de retirer H2S et CO2. 3.2.20 EC - méthode d'essai par courant de Foucault s'appliquant principalement aux matériaux nonferromagnétiques. 3.2.21 FCC - unité de craquage catalytique en lit fluidisé. 3.2.22 FMR - répliques métallographiques sur site.


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3.2.23 H2 - hydrogène. 3.2.24 H2O - également connu sous l'appellation : eau. 3.2.25

H2S - sulfure d'hydrogène, un gaz extrêmement t oxique.

3.2.26

ZAT - zone affectée thermiquement

3.2.27 HB - indice de dureté Brinell. 3.2.28 HCO - gazole lourd de craquage catalytique (fract ion aromatique lourde). 3.2.29

HCGO - gazole lourd de cokéfaction.

3.2.30

HIC - fissuration par l'hydrogène

3.2.31

HP - haute pression.

3.2.32

HPS - séparateur haute pression.

3.2.33

HVGO - gazole lourd sous vide.

3.2.34

HSLA – acier haute résistance faiblement allié.

3.2.35

HSAS - sels d'amine stables à la chaleur.

3.2.36 IC4 - symbole chimique faisant référence à l'isobutane. 3.2.37 IP - pression intermédiaire. 3.2.38 IRIS - système d'inspection interne par sonde rotative. 3.2.39 K.O. - séparateur ; tampon, comme dans ballon tampon. 3.2.40 LCGO - gazole léger de cokéfaction. 3.2.41 LCO - gazole léger de craquage catalyti que. 3.2.42 LP - basse pression. 3.2.43 LPS - séparateur basse pression. 3.2.44 LVGO - gazole léger sous vide. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

3.2.45 MDEA - méthyldiéthanolamine. 3.2.46 MEA - monoéthanolamine. 3.2.47 mpy - millièmes de pouce par année (1 mpy =25,7 µm par an). 3.2.48 MT - contrôle magnétoscopique. 3.2.49 NAC - corrosion par l'acide naphténique. 3.2.50 NH4HS - disulfure d'ammonium. 3.2.51 PMI - Identification positive des matériaux.


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3.2.52 PFD - schéma de procédé 3.2.53 PT - contrôle par ressuage 3.2.54 RFEC - contrôle par courant de Foucault à distance (en champ lointain). 3.2.55 RT - contrôle radiographique). 3.2.56 SCC – fissuration due à la corrosion sous tension. 3.2.57 SOHIC - fissuration par l'hydrogène orientée par les contraintes 3.2.58 SS - acier inoxydable. 3.2.59 SW - eau acide. 3.2.60 SWS - strippeur d’eau procédé. 3.2.61 SWUT - contrôle ultrasons par ondes trans versales (avec palpeur d’angle) 3.2.62 Ti - titane 3.2.63 UT - contrôle par ultrasons. 3.2.63 VDU - unité de distillation sous vide. 3.2.64 VT - inspection visuelle. 3.2.66 WFMT - contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente.

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ARTICLE 4.0 MECANISMES GENERAUX D'ENDOMMAGEMENT - TOUTES INDUSTRIES 4.1 Généralités.............................................................................................................................................. 1 4.2 Mécanismes d'endommagement mécaniques et métallurgiques........................................................... 1 4.2.1 Graphitisation................................................................................................................................... 1 4.2.2 Adoucissement (Sphéroïdisation).................................................................................................... 5 4.2.3 Fragilisation de revenu .................................................................................................................... 8 4.2.4 Vieillissement sous contrainte ....................................................................................................... 12 4.2.5 Fragilisation à 475°C (885°F)........................................................................................................ 14 4.2.6 Fragilisation par formation de phase Sigma.................................................................................. 16 4.2.7 Rupture fragile ............................................................................................................................... 19 4.2 8 Rupture en fluage et sous contrainte ............................................................................................ 23 4.2.9 Fatigue thermique.......................................................................................................................... 27 4.2.10 Surchauffe de courte durée - Rupture sous contrainte ................................................................. 32 4.2.11 Caléfaction..................................................................................................................................... 35 4.2.12 Fissuration de soudure entre métaux dissemblables.................................................................... 38 4.2.13 Choc thermique ............................................................................................................................. 42 4.2.14 Erosion / Erosion-corrosion ........................................................................................................... 44 4.2.15 Cavitation....................................................................................................................................... 49 4.2.16 Fatigue mécanique ........................................................................................................................ 53 4.2.17 Fatigue due aux vibrations ............................................................................................................ 59 4.2.18 Dégradation du matériau réfractaire.............................................................................................. 62 4.2.19 Fissuration au réchauffage............................................................................................................ 63 4.3 Perte d'épaisseur uniforme ou localisée............................................................................................... 65 4.3.1 Corrosion galvanique..................................................................................................................... 65 4.3.2 Corrosion atmosphérique .............................................................................................................. 69 4.3.3 Corrosion sous isolation (CUI)....................................................................................................... 71 4.3.4 Corrosion par l'eau de refroidissement.......................................................................................... 75 4.3.5 Corrosion par l'eau d'alimentation des chaudières et par les condensats .................................... 78 4.3.6 Corrosion par le dioxyde de carbone (CO 2) .................................................................................. 80 4.3.7 Corrosion au point de rosée du gaz de combustion...................................................................... 84 4.3.8 Corrosion d’origine microbiologique (MIC).................................................................................... 86 4.3.9 Corrosion par le sol ....................................................................................................................... 91 4.3.10 Corrosion caustique....................................................................................................................... 95 4.3.11 Attaque sélective ........................................................................................................................... 98 4.3.12 Corrosion graphitique .................................................................................................................. 101 4.4 Corrosion à haute température [204°C (400°F)]................................................................................. 105 4.4.1 Oxydation..................................................................................................................................... 105 4.4.2 Sulfuration.................................................................................................................................... 109 4.4.3 Carburation.................................................................................................................................. 113 4.4.4 Décarburation .............................................................................................................................. 116 4.4.5 Metal dusting ............................................................................................................................... 118 4.4.6 Corrosion par les cendres de combustible.................................................................................. 121 4.4.7 Nitruration .................................................................................................................................... 126 4.5 Fissuration sous l'influence du milieu ambiant ................................................................................... 130 4.5.1 Fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures (CI SCC) .................................... 130 4.5.2 Fatigue-corrosion......................................................................................................................... 135 4.5.3 Fissuration due à la corrosion sous tension par les caustiques (fragilisation caustique)............ 138 4.5.4 Fissuration due à la corrosion sous tension par l’ammoniac ...................................................... 144 4.5.5 Fragilisation par métaux liquides (LME) ...................................................................................... 148 4.5.6 Fragilisation par l'hydrogène (HE)............................................................................................... 152

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4.1


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Généralités

Les mécanismes d'endommagement affectant nombre d'industries y compris le raffinage et l'industrie pétrochimique, l'industrie des pâtes et papier, ainsi que l'industrie pétrolière sont traités dans la présente section. Les mécanismes sont classés de la manière suivante : a) Défaillances mécaniques et métallurgiques b) Perte généralisée ou localisée d'épaisseur c) Corrosion à haute température d) Fissuration sous l'influence du milieu ambiant 4.2

Mécanismes d'endommagement mécaniques et métallurgiques

4.2.1 4.2.1.1

Graphitisation Description de l'endommagement

a) La graphitisation est une modification de la microstructur e de certains aciers au carbone et des aciers au molybdène (0,5Mo) après exploitation à long terme dans une plage de température de 427°C à 593°C (800°F à 1100°F) qui peut entraîner une perte de résistance mécanique, de ductilité et / ou de résistance au fluage. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

b) A des températures élevées, les phases carbure de ces aciers sont instables et peuvent se décomposer en nodules de graphite. Cette décomposition est appelée graphitisation. 4.2.1.2 Matériaux affectés Certaines nuances d'acier au carbone et d'aciers 0,5Mo. 4.2.1.3

Facteurs critiques

a) Les facteurs les plus importants qui affectent la graphitisation sont la composition chimique, les contraintes, la température ainsi que le temps d'exposition. b) En général, la graphitisation est un phénomène rare. Certains aciers sont beaucoup plus sensibles à la graphitisation que d'autres, mais les raisons pour lesquelles certains aciers sont sensibles à la graphitisation tandis que d'autres y résistent ne sont pas bien comprises, ni connues. On croyait à l'origine que la teneur en silicium et en aluminium jouait un rôle majeur mais il a été démontré qu'ils ont en fait une influence négligeable sur la graphitisation. c) Il a été découvert un phénomène de graphitisation dans les aciers au carbone-molybdène faiblement alliés allant jusqu'à 1% de Mo. Il a été montré que l'ajout d'environ 0,7% de chrome éliminait la graphitisation. d) La température a un effet important sur la vitesse de graphitisation. A une température inférieure à 427°C (800°F), elle est extrêmement lente. Elle s'accélère avec l'augmentation de température. e) Il existe deux types généraux de graphitisation. Le premier type est une graphitisation aléatoire avec répartition aléatoire des nodules de graphite dans l'acier. Alors que ce type de graphitisation peut réduire la résistance à la traction, à la température ambiante, en général elle n'altère pas la résistance au fluage. f) Le second type de graphitisation est plus dommageable : il donne lieu à des chaînes ou à des plans localisés de nodules de graphite concentré. Cette forme de graphitisation peut entraîner une réduction significative de la résistance et augmente la probabilité de fracture par fragilisation le long de ce plan. Les deux formes de ce type de graphitisation sont la graphitisation de zones affectées thermiquement par le soudage et la graphitisation sans soudage. i) La graphitisation de la zone affectée thermiquement par le soudage est la plupart du temps décelée dans les zones affectées thermiquement adjacentes aux soudures, dans une étroite bande qui correspond au bord basse température de la zone affectée thermiquement. Pour les joints soudés bout à bout en plusieurs passes, ces zones se chevauchent et couvrent toute la section. Les nodules de graphite peuvent se former au bord basse température de ces zones affectées thermiquement et donnent lieu à une bande de graphite faible s'étendant sur toute la section. Du fait de son aspect, la formation du graphite dans des zones affectées thermiquement est également appelée graphitisation en sourcil.


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ii) La graphitisation sans soudure est une forme de graphitisation localisée qui apparaît quelquefois le long de plans présentant une plasticité locale dans l'acier. Elle apparaît également sous forme de chaînes dans les régions qui ont subi des déformations plastiques significatives suite à des opérations d'écrouissage ou de cintrage. g) L'étendue et le degré de graphitisation sont en général indiqués qualitativement (aucune, légère, modérée, sévère). Bien qu'il soit difficile de prédire la vitesse à laquelle elle se forme, une graphitisation grave de zone affectée thermiquement peut se développer sur des périodes aussi courtes que 5 années, à des températures de service supérieures à 538°C (1000°F). Il n'est pas impossible de trouver une très ° légère graphitisation au bout de trente à quarante années à une température de 454°C (850 F). La référence 2 fournit des courbes de transformation temps - température pour une graphitisation de zone affectée thermiquement. 4.2.1.4 Unités ou équipements affectés a) Principalement les canalisations à paroi chaude et les équipements dans les unités de craquage catalytique en lit fluidisé, de reformage catalytique et de cokéfaction. b) Les nuances bainitiques sont moins sensibles à la graphitisation que les nuances perlitiques grossières. c) Peu de défaillances directement imputables à la graphitisation ont été rapportées dans l'industrie du raffinage. Cependant des graphitisations ont été décelées lorsque la défaillance était principalement due à d'autres causes. Plusieurs cas de graphitisation grave sont apparus dans les réacteurs et les canalisations des unités de craquage catalytique en lit fluidisé ainsi que dans des fours tubulaires en acier au carbone dans les unités de craquage thermique ; il a été également observé une défaillance des soudures d'étanchéité au niveau de la plaque tubulaire inférieure d'une chaudière verticale de récupération thermique dans une unité de craquage catalytique en lit fluidisé. Il a été également rapporté une défaillance par graphitisation sur les lignes de soudure entre un réacteur de reformage catalytique et un réchauffeur intermédiaire en alliage C-0,5Mo. d) Lorsqu'il y a une graphitisation "en sourcil" concentrée le long des zones affectées thermiquement, la résistance à la rupture par fluage peut être réduite de manière drastique. Une légère ou modérée quantité de graphite le long des zones affectées thermiquement ne semble pas réduire significativement les propriétés à température ambiante ou à chaud. e) La graphitisation apparaît rarement sur les tubes d’évaporateur mais elle a déjà eu lieu dans les années quarante dans des tubes et des collecteurs faiblement alliés C-0,5Mo. Les tubes d'économiseurs, les canalisations de vapeur et autres équipements qui sont exploités dans des plages de température de 441°C à 552°C (850°F à 1025°F) sont plus susceptibles de subir la graphitisation. 4.2.1.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'endommagement dû à la graphitisation n'est pas visible ou directement apparent et ne peut être observé que par examen métallographique (Figure 4-1 et Figure 4-2). b) Des états avancés d'endommagement liés à la perte de résistance au fluage peuvent inclure la formation de microfissures / microvides, de fissures internes ou de fissures débouchantes. 4.2.1.6 Prévention / Protection La graphitisation peut être évitée en utilisant des aciers faiblement alliés au chrome pour une exploitation à long terme à des températures supérieures à 427°C (800°F). 4.2.1.7 Inspection et surveillance a) Pour évaluer et prouver de manière efficace la graphitisation, il est nécessaire de prélever un échantillon sur toute l'épaisseur du matériau pour effectuer un contrôle métallographique. L'endommagement peut apparaître à mi-paroi de sorte que les observations de répliques sur le terrain peuvent se révéler inadéquates. b) Des états avancés d'endommagement liés à la perte de résistance mécanique comprennent des fissures débouchantes ou des déformations de fluage qui peuvent être difficiles à détecter. 4.2.1.8 Mécanismes associés La sphéroïdisation (voir 4.2.2) et la graphitisation sont des mécanismes concurrents qui apparaissent à des plages de température qui se chevauchent. La sphéroïdisation tend à apparaître de préférence au-dessus de 551°C (1025°F) tandis que la graphitisation se manifeste principalement au-dessous de cette température.

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4.2.1.9


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Références

1. H. Thielsch, "Defects and Failures in Pressure Vessels and Piping," Rheinhold Publishing Co., New York, 1965, pp. 49-83. 2. J.R. Foulds and R. Viswanathan, "Graphitization of Steels in Elevated-Temperature Service," Proceedings of the First International Symposium: Microstructures and Mechanical Properties of Aging Materials, November, 1992. 3. R.D. Port, "Non-Weld Related Graphitization Failures," CORROSION/89, Paper No 248, (Houston: NACE 1989). 4. ASM Metals Handbook, "Properties and Selection: Iron, Steels, and High-Performance Alloys," Volume 1, ASM International, Materials Park, OH. 5. D.N. French, "Microstructural Degradation," The National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors, http://www.nationalboard.com, juin 2001. 6. Joseph G. Wilson, "Graphitization of Steel in Petroleum Refining Equipment and the Effect of Graphitization of Steel on Stress-Rupture Properties," WRC Bulletin Series, No.32, January, 1957.

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Figure 4-1 – Photomicrographie à fort grossissement d'un échantillon métallographique montrant des nodules de graphite. A comparer à la microstructure normale de la Figure 4-2.

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Figure 4-2 – Photomicrographie à fort grossissement d'un échantillon métallographique montrant une structure ferrito-perlitique type de l'acier au carbone.


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4.2.2


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Adoucissement (Sphéroïdisation)

4.2.2.1 Description de l'endommagement La sphéroïdisation est une modification de la microstructure des aciers après exposition à une plage de température de 440°C à 760°C (850°F à 1400°F) dans laquelle les phases carbure des aciers au carbone sont instables et peuvent s'agglomérer pour passer d'une forme lamellaire normale à une forme sphéroïdale, ou de carbures de petites dimensions finement dispersés dans les aciers faiblement alliés tels que 1Cr0,5Mo à des carbures agglomérés de grandes dimensions. La sphéroïdisation peut entraîner une perte de résistance mécanique et / ou une perte de résistance au fluage. 4.2.2.2 Matériaux affectés Toutes les nuances d'usage courant de l'acier au carbone et des aciers faiblement alliés y compris C-0,5Mo, 1Cr-0,5Mo,1,25Cr-0,5Mo, 2,25Cr-1Mo, 3Cr-1Mo, 5Cr-0,5Mo et 9Cr-1Mo. 4.2.2.3 Facteurs critiques a) Composition chimique du métal, microstructure, temps d'exposition et température. b) La vitesse de sphéroïdisation dépend de la température et de la microstructure initiale. La sphéroïdisation peut apparaître en quelques heures à 552°C (1300°F) mais peut prendre plusieurs années à 454°C (850°F). c) Les aciers recuits sont plus résistants à la sphéroïdisation que les aciers normalisés. Les aciers à grain grossier sont plus résistants que les aciers à grain fin. Les aciers à grain fin calmés au silicium sont plus résistants que ceux qui sont calmés à l'aluminium. 4.2.2.4 Unités ou équipements affectés a) La sphéroïdisation peut apparaître dans des canalisations et des équipements après exposition à des températures supérieures à 454°C (850°F). La perte de résistance mécanique peut atteindre environ 30% mais la défaillance est peu probable sauf lorsque les contraintes appliquées sont très élevées et concentrées dans des zones spécifiques ou associées à d'autres mécanismes d'endommagement. b) Cette perte de résistance s'accompagne en général d'une augmentation de la ductilité qui permet la déformation à des concentrations de contraintes. c) La sphéroïdisation affecte les canalisations à paroi chaude et les équipements dans les unités de craquage catalytique en lit fluidisé, de reformage catalytique et de cokéfaction. Les tubes soumis à la flamme dans les chaudières ou dans les unités de traitement peuvent être affectés par une perte de résistance au fluage mais en général les équipements sont rarement remplacés ou réparés à cause de la sphéroïdisation. 4.2.2.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La sphéroïdisation n'est pas visible ou facilement apparente et ne peut être observée que par contrôle métallographique. La phase perlitique subit une transformation liée au temps pour passer d'une sphéroïdisation partielle à une sphéroïdisation totale (Figure 4-3 et Figure 4-4). b) Dans le cas des alliages de 5% à 9% CrMo, la sphéroïdisation est le processus qui transforme la morphologie initiale des carbures finement dispersés en une morphologie de carbures agglomérés de grande dimension. 4.2.2.6 Prévention / Protection La sphéroïdisation est difficile à prévenir si ce n'est en réduisant une exposition à long terme aux températures élevées. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

4.2.2.7 Inspection et surveillance La sphéroïdisation ne peut être décelée que par un contrôle métallographique sur le terrain ou le prélèvement d'échantillons pour observation métallographique. Une réduction de la résistance à la traction et / ou de la dureté peut indiquer une microstructure sphéroïdisée. 4.2.2.8 Mécanismes associés a) Etroitement liés à la graphitisation (voir 4.2.1). b) La sphéroïdisation et la graphitisation sont des mécanismes concurrents qui apparaissent à des plages de température qui se chevauchent. A des températures supérieures à environ 552°C (1025°F), la graphitisation peut apparaître après la sphéroïdisation. Au-dessous de 552°C (1025°F), la graphitisation apparaît avant que l'acier soit complètement sphéroïdisé.


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4.2.2.9 Références 1. ASM Metals Handbook, "Properties and Selection: Iron, Steels, and High-Performance Alloys," Volume 1, ASM International, Materials Park, OH. 2. D.N. French, "Microstructural Degradation," The National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors, http://www.nationalboard.com, June 2001. 3. R. D. Port, "Non-Weld Related Graphitization Failures," CORROSION/89, Paper No 248, Houston, TX, NACE 1989.

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4-7

Figure 4-3 – Photomicrographie à fort grossissement d'un échantillon métallographique montrant une structure ferrito-perlitique type de l'acier au carbone

Figure 4-4 – Photomicrographie à fort grossissement d'un échantillon métallographique montrant des carbures sphéroïdisés

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5-8

4.2.3


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Fragilisation de revenu

4.2.3.1 Description de l'endommagement La fragilisation de revenu est la diminution de ténacité due à une modification métallurgique qui peut apparaître dans certains aciers faiblement alliés par suite d'une exposition à long terme dans une plage de température d'environ 343°C à 593°C (650°F à 1100°F). Cette modification entraîne un décalage vers le haut de la température de transition ductile-fragile telle que mesurée par des essais de résilience Charpy. Bien que la perte de ténacité ne soit pas évidente à la température de service, il est admis que les équipements qui sont fragilisés par revenu peuvent être l'objet de ruptures fragiles au démarrage et à l'arrêt. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

4.2.3.2 Matériaux affectés a) Principalement l'acier faiblement allié 2,25Cr-1Mo, 3Cr-1Mo (dans une moindre mesure) et les aciers haute résistance faiblement alliés Cr-Mo-V pour rotors. b) Les matériaux 2,25Cr-1Mo d'ancienne génération, fabriqués avant 1972, peuvent être particulièrement sensibles. Certains aciers faiblement alliés haute résistance sont également concernés. c) Les aciers C-0,5Mo et 1,25Cr-0,5Mo ne sont pas affectés de manière significative par la fragilisation de revenu. Cependant, d'autres mécanismes d'endommagement à haute température favorisent les modifications métallurgiques qui peuvent altérer la ténacité ou la ductilité à haute température de ces matériaux. 4.2.3.3 Facteurs critiques a) La composition de l'acier allié, l'historique thermique, la température du métal et le temps d'exposition. b) La sensibilité à la fragilisation de revenu est en grande partie déterminée par la présence d'éléments d'alliage manganèse et silicium et celle d'éléments traces phosphore, étain, antimoine et arsenic. Il convient également de tenir compte du niveau de résistance et de l'historique de fabrication / traitement thermique. c) La fragilisation de revenu des aciers 2,25Cr-1Mo se développe plus rapidement à une température de 482°C (900°F) que dans une plage de température de 427°C à 440°C (800°F à 850°F), mais l'endommagement est plus sévère après une exposition à long terme à 440°C (850°F). d) Une certaine fragilisation peut apparaître pendant le traitement t hermique de fabrication mais l'endommagement apparaît en grande partie sur de nombreuses années de service dans la plage de température de fragilisation. e) Cette forme d'endommagement réduira de manière significative l'intégrité structurelle d'un composant comportant une défectuosité de type fissure. Une évaluation de la ténacité des matériaux peut être exigée en fonction du type de défectuosité, de la sévérité d'environnement et des conditions d'exploitation, notamment en présence d'hydrogène. 4.2.3.4 Unités ou équipements affectés a) La fragilisation de revenu apparaît dans diverses unités de traitement après une exposition à long terme à des températures supérieures à 343°C (650°F). Il convient de noter qu'en milieu industriel, il a été enregistré très peu de défaillances directement liées à la fragilisation de revenu. b) Les équipements sensibles à la fragilisation de revenu se trouvent le plus souvent dans des unités d'hydrotraitement, notamment dans les réacteurs, dans les organes de l'échangeur d'effluents / alimentations chaudes et les séparateurs HP chauds. Les unités de reformage catalytique (réacteurs et échangeurs), les réacteurs de craquage catalytique en lit fluidisé, les unités de cokéfaction et les unités de viscoréduction présentent également une tendance à fragilisation de revenu. c) Pour ces alliages, les soudures sont souvent moins sensibles que le métal de base et il convient d'évaluer cet état de fait. 4.2.3.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La fragilisation de revenu est une modification métallurgique qui n'est pas directement visible et qui peut être confirmée par des essais de résilience. L'endommagement dû à la fragilisation de revenu peut entraîner des ruptures fragiles dont les résultats sont catastrophiques. b) La fragilisation de revenu peut être identifiée par un décalage vers le haut de la température de transition ductile-fragile, mesurée au cours d'un essai de résilience Charpy V, à comparer au matériau non fragilisé ou défragilisé (Figure 4-5). Une autre caractéristique importante de la fragilisation de revenu est qu'il n'y a aucun effet sur la partie supérieure de la zone de transition (énergie du plateau ductile).


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4.2.3.6 Prévention / Protection a) Matériaux existants i) La fragilisation de revenu ne peut être évitée si le matériau comporte des niveaux critiques d'éléments d'impureté fragilisants et s'il est exposé dans la plage de température de fragilisation. ii) Pour réduire la possibilité de fracture fragile pendant le démarrage et l'arrêt, de nombreuses raffineries utilisent une séquence de pressurisation destinée à limiter la pression système à environ 25 pour cent de la pression de calcul maximale pour des températures inférieures à la Température Minimale de Pressurisation (MPT). iii) Les températures MPT vont généralement de 171°C (350°F) pour les aciers les plus anciens et qui sont le plus touchés par la fragilisation de revenu, à 38°C (150°F) ou moins pour les aciers nouveaux, résistant à la fragilisation de revenu (ce qui est également nécessaire pour réduire les effets de la fragilisation par l'hydrogène). iv) Si des soudures de réparation sont requises, les effets de la fragilisation de revenu peuvent être temporairement inversés (défragilisation) en portant la température à 620°C (1150°F) pendant 2 heures par pouce d'épaisseur et avec retour rapide à la température ambiante. Il est important de souligner que la re-fragilisation apparaîtra à terme si le matériau est à nouveau exposé à la plage de température de fragilisation. b) Nouveaux Matériaux i) La meilleure façon de réduire la probabilité et l'étendue de la fragilisation de revenu est de limiter les niveaux d'acceptation de la teneur du métal de base et des consommables de soudage en manganèse, silicium, phosphore, étain, antimoine et arsenic. En outre, il est recommandé de spécifier et de surveiller étroitement les niveaux de résistance et les procédures de traitement thermique après soudage (TTAS). ii) Pour réduire la fragilisation de revenu, on limite le Facteur "J*" pour le métal de base et le Facteur "X" pour le métal d'apport en se fondant sur la composition du matériau comme exprimé ci-dessous : J* = (Si + Mn) x (P + Sn) x 10

4

X = (10P + 5Sb + 4Sn +As)/100

{éléments en pourcentage du poids} {éléments en ppm)

iii) Les facteurs J* et X types utilisés pour l'acier 2,25 Cr sont respectivement de 100 et de 15. Des études ont également démontré que le fait de limiter la valeur (P + Sn) à moins de 0,01% suffit à réduire la fragilisation de revenu car la vitesse de fragilisation est contrôlée par (Si + Mn). iv) Il est recommandé de solliciter l'avis d'experts en métallurgie pour déterminer la composition acceptable, les niveaux de ténacité et de résistance ainsi que les procédures appropriées de soudure, de fabrication et de traitement thermique pour les équipements à paroi épaisse en acier faiblement allié nouveaux et pour les équipements faiblement alliés fonctionnant dans la plage de fluage. 4.2.3.7 Inspection et surveillance a) La méthode de surveillance généralement utilisée consiste à installer des blocs provenant des coulées initiales d'alliages d'aciers dans le réacteur. Des échantillons sont périodiquement prélevés de ces blocs pour des essais de résilience permettant de surveiller l'avancement de la fragilisation de revenu ou le moment où un problème de réparation majeure survient. b) Il convient de surveiller les conditions du procédé afin de s'assurer de la mise en œuvre d'une séquence de pressurisation appropriée pour prévenir une fracture fragile due à la fragilisation de revenu. 4.2.3.8 Mécanismes associés Sans objet. 4.2.3.9 Références 1. R.A. Swift, "Temper Embrittlement in Low Alloy Ferritic Steels" CORROSION/76 , Paper No 125, NACE, 1976. 2. R.A. White and E.F. Ehmke, "Materials Selection for Refineries and Associated Facilities" National Association of Corrosion Engineers, NACE, 1991, pp. 53-54. 3. R. Viswanathan, "Damage Mechanisms and Life Assessment of High Temperature Components" ASM International, 1989.


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4. API Recommended Practice 934, Materials and Fabrication Requirements for 2-1/4 Cr-1Mo and 3Cr-1Mo Steel Heavy Wall Pressure Vessels for High Temperature, High Pressure Service, American Petroleum Institute, Washington, D.C.

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Température (en °C)

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V y p r a h C e c n e i l i ) s s é r e r v e l i d / i a s s d s i e e ' p l e n e d ( c o h c e d e i g r e n E

Soudé + TTAS (Traitement thermique après soudage)

V y p r a h C e c n e i l i s é r ) e s e d l i u a o s J s e n ' l e ( e d c o h c e d e i g r e n E

Soudé + TTAS + vieill issement progressif

Température (en °F) Figure 4-5 - Courbe de ténacité à l'essai de résilience Charpy V en fonction de la température, montrant un décalage de la température de transition à 40 pieds / livres.


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4.2.4


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Vieillissement sous contrainte

4.2.4.1 Description de l'endommagement Le vieillissement sous contrainte est une forme d'endommagement que l'on rencontre surtout dans des aciers au carbone anciens et dans les aciers faiblement alliés C-0,5 Mo sous les effets combinés de la déformation et du vieillissement à une température intermédiaire. Ceci donne lieu à une augmentation de la dureté et de la résistance accompagnée d'une réduction de la ductilité et de la ténacité. 4.2.4.2 Matériaux affectés Sur tous les aciers au carbone les plus anciens (avant 1980) à granulométrie grossière et l'acier faiblement allié C-0,5 Mo. 4.2.4.3 Facteurs critiques a) La composition de l'acier et le procédé de fabrication déterminent la sensibilité de l'acier. b) Les aciers fabriqués par le procédé Bessemer ou Martin possèdent une teneur en éléments d'impureté critique supérieure à celle des aciers plus récents fabriqués par le procédé de soufflage BOF (Basic Oxygen Furnace - convertisseur basique à l'oxygène). c) En général, les aciers fabriqués par le procédé BOF et pleinement calmés à l'aluminium ne seront pas sensibles au vieillissement sous contrainte. Ces effets se retrouveront dans les aciers effervescents et coiffés (bloqués) qui ont des teneurs plus élevées en azote et en carbone mais nullement dans les aciers au carbone modernes pleinement calmés fabriqués selon une pratique à granulométrie fine. d) Les effets du vieillissement sous contrainte s'observent également dans les matériaux qui ont été écrouis et mis en service à des températures intermédiaires sans traitement de détente. e) Le vieillissement sous contrainte est un problème important pour les équipements qui présentent des fissures. Si des matériaux sensibles subissent une déformation plastique et sont soumis à des températures intermédiaires, la zone de matériaux déformés peut durcir et devenir moins ductile. Ce phénomène a été associé à la défaillance par rupture fragile de plusieurs récipients. f) La séquence de pressurisation en fonction de la température est un élément critique en termes de prévention de la rupture fragile des matériaux sensibles. g) Le vieillissement sous contrainte peut également apparaître lorsque des soudures sont réalisées au voisinage de fissures et d'entailles dans un matériau sensible. 4.2.4.4 Unités ou équipements affectés Le vieillissement sous contrainte est plus susceptible de toucher des récipients à parois épaisses fabriqués à partir de matériaux sensibles qui n'ont pas fait l'objet d'un traitement de détente. 4.2.4.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement Le vieillissement sous contrainte peut donner lieu à la formation de fissures fragiles révélées par des analyses métallurgiques détaillées ; cependant il est très probable que le vieillissement sous contrainte ne soit identifié comme tel que lorsque la rupture aura déjà eu lieu. 4.2.4.6 Prévention / Protection a) Le vieillissement sous contrainte ne pose pas de problème pour les aciers les plus récents qui comportent de faibles niveaux d'éléments d'impureté interstitielle et suffisamment d'aluminium (> 0,015 % en poids) pour désoxyder entièrement l'acier. b) Pour les équipements plus anciens, il convient de prêter une attention toute particul ière pour éviter les effets potentiellement endommageants du vieillissement sous contrainte, en prévenant toute contrainte ou pressurisation jusqu'à ce que la température du métal ait atteint un niveau acceptable où le risque de rupture fragile est faible. Se reporter à la courbe "A" dans le document UCS 66 du code ASME, Section VIII, Division I pour les températures de pressurisation des récipients sensibles aux effets du vieillissement sous contrainte. c) L'application d'un traitement thermique après soudage de réparation des matériaux sensibles éliminera les effets du vieillissement sous contrainte. Lorsqu'il n'est pas possible d'effectuer ce traitement thermique, il convient d'envisager une opération de beurrage afin de réduire au minimum les soudures sur un matériau ancien soumis à des contraintes. 4.2.4.7 Inspection et surveillance Non utilisées pour le contrôle du vieillissement sous contrainte.


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4.2.4.8 Mécanismes associés Lorsque la déformation a lieu à la température intermédiaire, le mécanisme est appelé vieillissement dynamique sous contrainte. La fragilité au bleu est une autre forme de vieillissement sous contrainte. 4.2.4.9 Références 1. ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII, Division I, American Society of Mechanical Engineers, NY.

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4.2.5


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Fragilisation à 475°C (885°F)

4.2.5.1 Description de l'endommagement La fragilisation à 475°C (885°F) est une perte de ténacité due à une modification métallurgique qui peut apparaître dans les alliages présentant une phase ferritique, suite à une exposition dans une plage de température de 316°C à 540°C (600°F à 1000°F). 4.2.5.2 Matériaux affectés a) Aciers inoxydables de série 400 (par exemple 405, 409, 410, 410S, 430 et 446). b) Aciers inoxydables duplex tels que les alliages 2205, 2304 et 2507. c) Aciers inoxydables de série 300 corroyés et moulés contenant de la ferrite et notamment les soudures et les recouvrements de soudure. 4.2.5.3 Facteurs critiques a) La composition de l'alliage, et notamment sa teneur en chrome, l'importance de la phase ferritique et la température de service. b) L'augmentation de la phase ferritique accroît la sensibilité à l'endommagement dans la plage de haute température de service concernée. Il en résulte une élévation dramatique de la température de transition ductile-fragile. c) La durée de fonctionnement dans la plage de température critique est importante. L'endommagement est cumulatif et résulte de la précipitation d'une phase intermétallique fragilisante qui apparaît la plupart du temps à environ 475°C (885°F). Un temps d'exposition supplémentaire est nécessaire pour atteindre la fragilisation maximale à des températures inférieures ou supérieures à 475°C (885°F). Par exemple, des milliers d'heures peuvent être nécessaires pour entraîner une fragilisation à 316°C (600°F). d) Etant donné que la fragilisation à 475°C (885°F) peut apparaître dans une période relativement courte, on considère souvent que les matériaux sensibles qui ont été exposés à des températures dans une plage de 371°C à 538°C (700°F à 1000°F) sont affectés. e) L'effet sur la ténacité n'est pas significatif à la température de fonctionnement, mais il est notable à des températures inférieures rencontrées lors des arrêts, des démarrages ou des perturbations d'installation. f) La fragilisation peut résulter d'un revenu de températures supérieures ou encore du fait du maintien ou du refroidissement dans la plage de température de transformation. 4.2.5.4 Unités ou équipements affectés a) La fragilisation à 475°C (885°F) peut être décelée dans toute unité où des alliages sensibles sont exposés à la plage de température de fragilisation. b) Ce mécanisme d'endommagement est tel que la plupart des entreprises de raffinage limitent l'util isation des aciers inoxydables ferritiques à des applications ne comportant pas d'enveloppe sous pression. c) Les exemples les plus communs sont les plateaux de fractionnement et pièces internes des récipients haute température utilisés dans des unités de craquage catalytique en lit fluidisé, dans les unités de distillation du brut, sous vide et dans les unités de cokéfaction. Les défaillances types comprennent la fissuration lorsque l'on tente de souder ou de redresser des plateaux déformés de colonnes en matériaux de type 409 et 410 (apparaît souvent avec des plateaux de colonnes de strippage sous vide fabriqués dans ce matériau). d) D'autres exemples sont les tubes d'échangeurs thermiques en acier inoxydable duplex et autres organes exposés pendant de longues périodes à des températures supérieures à 316°C (600°F). 4.2.5.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La fragilisation à 475°C (885°F) est une modification métallurgique qui n'apparaît pas facilement à l'examen métallographique mais qui peut être confirmée par des essais de flexion et/ou de résilience. b) L'existence d'une fragilisation à 475°C (885°F) est caractérisée par une augmentation de la dureté dans les zones affectées. L'indicateur le plus probant de la fragilisation à 475°C (885°F) est la rupture au cours des essais de flexion ou de résilience des échantillons prélevés des organes en service.

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4.2.5.6 Prévention / Protection a) La meilleure manière de prévenir la fragilisation à 475°C (885°F) est d'utiliser des alliages non ferritiques ou à faible teneur en ferrite ou d'éviter d'exposer les matériaux sensibles à la plage de température de fragilisation. b) Il est possible de réduire les effets de la fragilisation en modifiant la composition chimique de l'alliage ; cependant, les matériaux ayant la résistance requise ne sont pas toujours facilement disponibles sous les formes commerciales habituelles. c) La fragilisation à 475°C (885°F) peut être inversée en réalisant un traitement thermique destiné à dissoudre les précipités, suivi par un refroidissement rapide. En général, la température du traitement thermique de défragilisation est de 593°C (1100°F) ou plus, et il est admis qu'elle peut ne pas être pratique pour de nombreux équipements. Si l'organe défragilisé est exposé aux mêmes conditions de service, il se refragilisera plus vite qu'initialement. 4.2.5.7 Inspection et surveillance a) Les essais de résilience ou de flexion des échantillons prélevés des équipements en service constituent l'indicateur le plus probant de l'occurrence d'un problème. b) La plupart des cas de fragilisation se présentent sous la forme de fissurations décelées lors d'inspections de révision complète ou encore au démarrage ou à l'arrêt lorsque la température du matériau est inférieure à environ 93°C (200°F) et que les effets de la fragilisation sont les plus néfastes. c) L'augmentation de la dureté est une autre méthode d'évaluation de la fragilisation à 475°C (885°F). 4.2.5.8 Mécanismes associés Sans objet. 4.2.5.9 Références 1. "High Temperature Characteristics of Stainless Steels ," A Designers Handbook Series, American Iron and Steel Institute, Washington, DC, 1979. 2. G. E. Moller, "Experiences With 885°F (475°C) Embrittlement in Ferritic Stainless Steels" Materials Protection, NACE International, May, 1966.


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5-16

4.2.6


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Fragilisation par formation de phase Sigma

4.2.6.1 Description de l'endommagement La formation d'une phase métallurgique connue sous le nom de phase sigma peut entraîner une perte de la ténacité de certains aciers inoxydables, suite à une exposition à des températures élevées. 4.2.6.2 Matériaux affectés a) Métaux corroyés, métal d'apport et pièces moulées en acier inoxydable de série 300. Les pièces moulées en acier inoxydable de série 300, comprenant les alliages HK et HP sont notamment sensibles à la formation de phase sigma du fait de leur haute teneur en ferrite (10-40%). b) Les aciers inoxydables de série 400 et autres aciers inoxydables ferritiques et martensitiques ayant une teneur en Cr de 17% ou plus sont également sensibles (par exemple les Types 430 et 440). ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

c) Les aciers inoxydables duplex. 4.2.6.3 Facteurs critiques a) La composition de l'alliage, le temps d'exposition et la température. b) Dans les alliages sensibles, le principal facteur qui affecte la formation de phase sigma est la durée d'exposition à des températures élevées. c) La phase sigma apparaît dans les aciers inoxydables ferritiques (Fe-Cr), martensitiques (Fe-Cr), austénitiques (Fe-Cr-Ni) et duplex lorsqu'ils sont exposés à des température dans une plage de 538°C à 954°C (1000°F à 1750°F). La fragilisation peut résulter du maintien ou du refroidissement dans la plage de température de transformation. d) La phase sigma se forme plus rapidement à partir de la phase ferritique existante dans les dépôts de soudure des aciers inoxydables de série 300 et duplex. Elle peut également se former, en général plus lentement, dans le métal de base des aciers inoxydables de série 300 (phase austénitique). e) La phase sigma dans les aciers inoxydables de série 300 peut attei ndre environ 10% à 15%. La phase sigma peut se développer de manière considérable dans les pièces moulées en acier inoxydable austénitique. f) La formation de phase sigma dans les aciers inoxydables austénitiques peut également apparaître en quelques heures, comme le montre la tendance bien connue de formation de phase sigma dans un acier inoxydable austénitique qui est soumis à un traitement thermique après soudage à une température de 690°C (1275°F). g) La résistance à la traction et la limite d'élasticité des aciers inoxydables présentant une formation de phase sigma augmente légèrement par rapport aux matériaux ayant subi un recuit de mise en solution. Cette augmentation de la résistance s'accompagne d'une réduction de la ductilité (mesurée par l'allongement pour cent à la rupture et le coefficient de striction) ainsi qu'une légère augmentation de la dureté. h) Les aciers inoxydables présentant une phase sigma peuvent en général supporter des contraintes normales de service, mais après refroidissement à des températures inférieures à 260°C (500°F) environ, il est admis qu'ils présentent une absence totale de ténacité, celle-ci étant mesurée par un essai de résilience Charpy. i) La modification métallurgique est en fait la précipitation d'un composé intermétallique dur et fragile qui peut également rendre le matériau plus sensible à la corrosion intergranulaire. La vitesse de précipitation augmente en fonction de la teneur plus importante en chrome et en molybdène. 4.2.6.4 Unités ou équipements affectés a) Les exemples les plus connus sont les cyclones en acier inoxydable, les systèmes de gaines de canalisations et les vannes des générateurs d'unité de craquage catalytique en lit fluidisé haute température. b) Les recouvrements de soudures d'aciers inoxydables de série 300 et les soudures d'assemblage entre tubes et plaques tubulaires peuvent être fragilisés lors du TTAS (traitement thermique après soudage) du métal de base CrMo sous-jacent. c) Les tubes de four en acier inoxydable sont également sensibles et peuvent être fragilisés. 4.2.6.5 Aspect ou Morphologie de l'endommagement a) La fragilisation par formation de phase sigma est une modification métallurgique qui n'est pas directement visible et qui ne peut être confirmée que par examen métallographique et essai de résilience.


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b) L'endommagement dû à la fragilisation par formation de phase sigma se présente sous la forme de fissurations notamment au niveau des soudures ou dans des zones hautement sollicitées. c) Les essais réalisés sur des échantillons d'aciers inoxydab les de série 300 (304H) avec formation de phase sigma, prélevés à partir des organes internes de régénérateurs d'unités de craquage catalytique en lit fluidisé ont montré que même pour une formation de phase sigma de 10%, la résistance aux chocs au cours de l'essai de résilience Charpy était de 53 Joules (39 pieds / livres) à 649°C (1200°F). d) Pour l'éprouvette présentant 10% de phase sigma, les valeurs de ductilité s'étendaient de 0% à température ambiante à 100% à une température de 649°C (1200°F). Ainsi, même si la résistance aux chocs est réduite à haute température, des éprouvettes ont subi une rupture ductile à 100%, ce qui indique que le matériau corroyé convient encore aux températures de service (Tableau 4-1). e) Les pièces moulées en acier inoxydable austénitique ont en général une teneur élevée en ferrite / phase sigma (jusqu'à 40%) et il est admis qu'elles aient une ductilité très médiocre à haute température. 4.2.6.6 Prévention / Protection a) La meilleure manière de prévenir la fragilisation par formation de phase sigma est d'utiliser des alliages qui résistent à la formation de phase sigma ou d'éviter d'exposer le matériau à la plage de température de fragilisation. b) L'absence de rupture ductile à température ambiante indique qu'il convient d'éviter, pendant la mise à l'arrêt, d'appliquer des contraintes élevées aux matériaux présentant une formation de phase sigma car il peut y avoir rupture fragile. c) Les aciers inoxydables de série 300 peuvent être défragilisés par un recuit de mise en solution à 1066°C (1950°F) pendant quatre heures, suivi d'une trempe à l'eau. Cependant, pour la plupart des équipements, cette méthode n'est pas pratique. d) La phase sigma présente dans les soudures peut être réduite en contrôlant la teneur en ferrite dans une plage de 5% à 9% pour le Type 347 et dans une plage encore plus réduite pour le Type 304. Il convient de limiter la teneur en ferrite du métal d'apport au maximum indiqué afin de réduire la formation de phase sigma en service ou pendant la fabrication ; cette teneur doit satisfaire aux valeurs minimales indiquées afin de limiter la fissuration de fragilité à chaud pendant le soudage. e) Pour les organes Cr-Mo avec recouvrement de soudure en acier inoxydable, il convient de limiter, dans toute la mesure du possible, le temps d'exposition aux températures de TTAS (traitement thermique après soudage). ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

4.2.6.7 Inspection et surveillance a) Les essais physiques des échantillons prélevés des organes en service sont l'indicateur le plus déterminant de la présence d'un problème. b) La plupart des cas de fragilisation se présentent sous la forme de fissures tant dans les métaux corroyés que moulés (soudés) lors des inspections de révision complète ou encore au démarrage ou à l'arrêt lorsque le matériau est à une température inférieure à 260°C (500°F) environ et que les effets de la fragilisation sont les plus prononcés. 4.2.6.8 Mécanismes associés Sans objet. 4.2.6.9 Références 1. API Publication 581, "Risk-Based Inspection – Base Resource Document ," American Petroleum Institute, Washington, D.C. 2. "High Temperature Corrosion in Refinery and Petrochemical Service," High Temperature Engineering Bulletin HTB-2 , INCO, New York, 1960. 3. L. Garverick, "Corrosion in the Petrochemical Industry," ASM International, 1994, pp. 29 et 129-136. 4. R. Viswanathan, "Damage Mechanisms and Life Assessment of High Temperature Components" ASM International, 1989. 5. "Metals Handbook - Desk Edition," ASM International, Materials Park, OH.


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Tableau 4-1 - Tendance des caractéristiques de résistance en fonction de la température Acier inoxydable 304 2 % Sigma Température d'essai

Résilience (en %)

Acier inoxydable 321 10% Sigma

Acier inoxydable 304 1 % Sigma



CisailleCisailleCisailleCisailleRésilience Résilience Résilience Résilience ment ment ment ment (en %) (en %) (en %) (en %) (en %) (en %) (en %) (en %)

Cisaillement (en %)

21°C (70°F)

21

0

7

0

-

-

21

10

30

90

260°C (500°F)

38

25

10

20

-

-

-

-

100

100

480°C (900°F)

44

50

15

40

20

10

-

-

100

100

650°C (1200°F)

63

100

21

60

71

90

77

90

100

100

Notes : 1. Le pourcentage de résilience est indiqué en comparaison à la résistance initiale de matériaux non fragilisés. 2. Les résultats pour l'acier inoxydable série 304 dans les première et quatrième colonnes correspondent à des coulées différentes du matériau dans différentes conditions d'exposition et ne constituent que des exemples de la variabilité de la fragilisation.


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Décembre 2003

4.2.7


4-19

Rupture fragile

4.2.7.1 Description de l'endommagement La rupture fragile est une rupture soudaine et rapide, sous contrainte (résiduelle ou appliquée) qui a lieu lorsque le matériau présente peu ou aucune ductilité ou déformation plastique. 4.2.7.2 Matériaux affectés Les aciers au carbone et les aciers faiblement alliés sont en premier lieu concernés, notamment les anciens aciers. Les aciers inoxydables de série 400 sont également sensibles. 4.2.7.3 Facteurs critiques a) La rupture fragile peut avoir lieu en présence des trois facteurs suivants : i) La ténacité des matériaux (résistance aux défectuosités de type fissures) telle que mesurée au cours d'un essai de résistance Charpy ; ii) La dimension, la forme et l'effet de la concentration des contraintes d'une défectuosité donnée ; iii) L'importance des contraintes résiduelles et appliquées au défaut. b) La sensibilité à la rupture fragile peut être aggravée par la présence de phases de fragilisation. c) La propreté de l'acier et la granulométrie ont une influence significative sur la ténacité et la résistance à la rupture fragile. d) Des sections de matériau plus épaisses ont également une résistance moindre à la rupture fragile du fait des contraintes élevées qui augmentent les tensions triaxiales à la pointe des fissures. e) Dans la plupart des cas, la rupture fragile apparaît uniquement à des températures inférieures à la température de transition de l'essai de résilience Charpy (ou température de transition ductile-fragile), c'est-à-dire à un point où la résistance du matériau chute brusquement. 4.2.7.4 Unités ou équipements affectés a) Les équipements fabriqués conformément à la Division 1, Section III du code des chaudières et récipients sous pression ASME, avant les suppléments de décembre 1987, étaient réalisés sur la base de restrictions limitées concernant la résistance à l'effet d'entaille des récipients fonctionnant à basses températures. Cependant ceci ne signifie pas que tous les récipients fabriqués avant cette date sont sujets à des ruptures fragiles. De nombreux concepteurs ont prescrit des essais de résilience supplémentaires à des récipients qui étaient destinés à fonctionner à basse température. b) Les équipements conformes au code ci-dessus, fabriqués après la date indiquée, étaient soumis aux exigences de l'UCS 66 (courbes d'exemption de l'essai de résilience). c) La plupart des procédés sont effectués à température élevée de sorte que le risque de rupture fragile apparaît principalement au cours du démarrage, au cours de l'arrêt ou au cours des essais de résistance hydraulique / d'étanchéité. Il convient de prendre en compte les équipements à paroi épaisse utilisés sur toute unité. d) La rupture fragile peut également apparaître pendant un événement d'auto-réfrigération dans des unités de traitement d'hydrocarbures légers tels que le méthane, l'éthane/éthylène, le propane/propylène ou le butane. Ceci comprend les unités d'alkylation, les unités de production d'oléfines et les installations de polymérisation (polyéthylène et polypropylène). Les réservoirs de type cigares/sphères de stockage des hydrocarbures légers peuvent également être sensibles aux ruptures fragiles. e) Les ruptures fragiles peuvent également apparaître lors de tests hydrauliques à température ambiante du fait des contraintes élevées et de la faible ténacité à la température d'essai. 4.2.7.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) En général les fissures seront droites, sans ramifications et largement dépourvues de toute déformation plastique connexe (pas de lèvres de cisaillement ou de strictions localisées autour de la fissure) (Figures 4-6 à 4-7). b) L'analyse microscopique montre que la surface de la rupture sera en grande partie constituée de clivages, avec des fissures intergranulaires limitées et une très faible coalescence des microvides.

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4.2.7.6 Prévention / Protection a) Pour les équipements nouveaux, la prévention des ruptures fragiles est réalisée en utilisant des matériaux spécifiquement conçus pour le fonctionnement à basse température, y compris lors d'événements perturbants et d'auto-réfrigération. Il peut être nécessaire d'utiliser des matériaux dont la composition chimique est contrôlée, ayant fait l'objet d'un traitement thermique spécial et d'une vérification par essai de résilience. Se reporter à l'USC 66 dans la Section VIII du Code BPV de l'ASME. b) La rupture fragile est un mécanisme d'endommagement résultant d'un "événement". Pour les matériaux existants pour lesquels la probabilité de l'événement est régie par la combinaison correcte de contraintes, de ténacité du matériau et de dimension du défaut, une étude technique peut être réalisée conformément à l'API RP 579, Section 3, Niveau 1 ou 2. c) Des mesures préventives destinées à limiter la possibilité de rupture fragile dans les équipements existants se limitent à un contrôle des conditions de service (pression, température), à une réduction de la pression à températures ambiantes, au démarrage et à l'arrêt et à l'inspection périodique aux points soumis à des contraintes élevées. d) La probabilité de rupture fragile peut être quelque peu réduite par : i) Un traitement thermique après soudage (TTAS) réalisé sur le récipient si ce traitement n'a pas été initialement effectué en cours de fabrication ; ou si le récipient a été réparé/modifié par soudure alors qu'il était en service, sans effectuer le traitement thermique après soudage correspondant. ii) Un test hydraulique de précontrainte à chaud, suivi par un test hydraulique à une température plus basse pour étendre la plage de température minimale de fonctionnement en sécurité. 4.2.7.7 Inspection et surveillance a) En général, l'inspection n'est pas utilisée pour limiter les ruptures fragiles. b) Il est recommandé de vérifier vérifier l'existence de défauts sur des récipients sensibles. sensibles. 4.2.7.8 Mécanismes Mécanismes associés La fragilisation de revenu (voir 4.2.3), la fragilisation sous contrainte (voir 4.2.4), la fragilisation à 475°C ° (885 F) (voir 4.2.5), l'hydruration du titane (voir 5.1.3.2) et la fragilisation de phase sigma (voir 4.2.6). 4.2.7.9 Références 1. API RP 579, Fitness-For-Service, Fitness-For-Service, American Petroleum Institute, Washington, D.C. 2. Jeffery A. Smith and Stanley T. Rolfe, "The Effect of Crack Depth (a) and Crack-Depth to Width Ratio (a/W) on the Fracture Toughness of A533-B," WRC Bulletin 418 , Welding Research Council, New York. 3. British Standard Standard 7910, 7910, Guidance on Methods for Assessing the Acceptability of Flaws in Fusion Welded Structures, Structures , British Standards Standards Institution, London, UK. 4. ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Code , Section III, Division I, I, Rules for Construction of Nuclear Power Plant Components ASME, Components ASME, New York, York, N.Y.


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Figure 4-6 – Canalisation en acier au carbone de 20 pouces (50,8 cm) ; rupture au cours d'un test hydraulique au niveau de fissures sur le diamètre extérieur.

Figure 4-7 – Photographie en gros plan montrant les fissures et l'origine de la rupture (indiquée par la flèche) au niveau de l'une des fissures.

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Figure 4-8 – Exemple classique d'une rupture fragile au cours d'un test hydraulique.

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Rupture en fluage et sous contrainte

4.2.8.1 Description de l'endommagement a) Aux températures élevées, les organes métalliques peuvent se déformer lentement et continuellement sous une charge inférieure à la limite apparente d'élasticité. Cette déformation en fonction du temps des organes sous contrainte est appelée fluage. b) La déformation donne lieu à des endommagements qui peuvent finalement entraîner une rupture. 4.2.8.2 Matériaux affectés Tous les métaux et alliages. 4.2.8.3 Facteurs critiques a) La vitesse de déformation déformati on en fluage dépend du matériau, de la charge et de la température. La vitesse d'endommagement (vitesse de déformation) est sensible à la fois à la charge et à la température. En général, une augmentation de température d'environ 12°C (25°F) ou une augmentation de la contrainte de 15% peut, en fonction de l'alliage, réduire la durée de vie résiduelle des équipements de moitié, voire plus. b) Le Tableau 4-2 énumère les températures de seuil au-dessus desquelles l'endommagement en fluage devient un problème. Si la température du métal dépasse ces valeurs, l'endommagement en fluage et la fissuration en fluage peuvent avoir lieu. c) Le niveau d'endommagement en fluage dépend du matériau et de la coïncidence du niveau de température / tension auquel la déformation en fluage a lieu. d) La durée de vie des organes métalliques devient presque infinie aux températures inférieures à la limite d'apparition (Tableau 4-2) même à des niveaux de contrainte élevés à proximité de la pointe d'une fissure. e) L'aspect de l'endommagement en fluage, avec peu ou aucune déformation apparente, est souvent appelé par erreur fragilisation en fluage, mais il indique en général que le matériau a une faible ductilité au fluage. f) La faible faible ductilité ductilité au au fluage fluage est : i) Plus importante pour les matériaux et soudures ayant des résistances à la traction plus élevées. ii) Plus courante à des températures inférieures dans la plage de de fluage ou à faible contrainte contraint e dans la plage supérieure fluage. iii) Plus probable dans un matériau à grains grossiers que dans un matériau à grains fins. iv) N'est pas révélée par une dégradation des caractéristiques à température ambiante. v) Favorisée par certains types de carbures dans nombre d'aciers CrMo. g) L'augmentation des contraintes, contraintes , due à une perte d'épaisseur du métal résultant de la corrosion, réduira la durée de fonctionnement avant défaillance. 4.2.8.4 Unités ou équipements affectés a) L'endommagement en fluage touche les équipements haute température fonctionnant au-dessus de la plage de fluage (Tableau 4-2). Les tubes de fours des fours à combustible fossile sont notamment sensibles, ainsi que les supports de tubes, suspensions et autres organes internes des fours. b) Les canalisations et les équipements tels que les tubes de fours et les réacteurs de reformage catalytique catalyt ique à paroi chaude, les tubes de reformage à l'hydrogène, les réacteurs d'unités de craquage catalytique en lit fluidisé à paroi chaude, les séparateurs séparateurs primaires et régénérateurs de FCC fonctionnent tous dans ou à proximité de la plage de fluage. c) Des défaillances dues à une faible ductilité au fluage ont été observées dans les zones affectées thermiquement de soudure (ZAT) au niveau des injecteurs et autres zones hautement sollicitées des réacteurs d'unités de reformage catalytique. Des fissurations ont également été décelées sur de longues lignes de soudure de certaines canalisations haute température et dans des réacteurs d'unités de reformage catalytique. d) Les soudures de jonction joncti on entre matériaux dissemblables dissem blables (soudures entre aciers ac iers ferritiques ferritique s et austénitiques) peuvent faire l'objet d'endommagements liés au fluage à hautes températures du fait des contraintes dues aux différences de dilatation thermique.


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4.2.8.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Les étapes initiales de l'endommagement en fluage ne peuvent être identifiées que par analyse métallographique par balayage au microscope électronique. Des vides de fluage apparaissent en général au niveau des joints de grains et f inissent par former des micro-fissures micro-fissures puis des fissures. b) A des températures biens supérieures aux limites d’apparition, une déformation notable peut être observée. Par exemple, des tubes de four peuvent subir un endommagement en fluage à long terme et présenter un renflement significatif avant que la rupture finale n'ait lieu (Figure 4-9). L'importance de la déformation dépend en grande partie du matériau, ainsi que de la combinaison du niveau de température et de contrainte (Figure 4-10). c) Dans les récipients et les canalisations, des fissures en fluage peuvent apparaître là où où on rencontre simultanément des températures de métal élevées et des concentrations de contraintes, comme par exemple à proximité des discontinuités importantes de la structure, telles que les joints en T des canalisations, injecteurs ou soudures de reprise de défauts. Une fois amorcée, la fissuration en fluage peut progresser rapidement. 4.2.8.6 Prévention / Protection a) Les contrôleurs ou les opérateurs ne peuvent pas faire grand grand chose pour prévenir cet endommagement une fois qu'un matériau sensible est mis en service dans des conditions de fluage ; ils ne peuvent que réduire la température du métal, notamment pour les tubes soumis à la flamme. Il est important, lors de la conception et de la fabrication, fabrication, d'éviter les concentrations concentrations de contraintes. b) Une faible ductilité au fluage peut être réduite par un choix judicieux de la composition chimique des matériaux faiblement alliés. Des températures plus élevées de traitement thermique après soudage peuvent aider à réduire la fissuration en fluage des matériaux de faible ductilité au fluage tels que 1,25Cr0,5Mo. c) L'endommagement en fluage n'est pas réversible. Une fois l'endommagement ou la fissuration détectés, la durée de vie de l'organe est bien entamée et, de manière générale, il ne reste plus qu'à réparer ou à remplacer l'organe endommagé. Dans certains cas, un Traitement Thermique Après soudage (TTAS) à température plus élevée peut produire un matériau plus ductile au fluage et améliorer ainsi sa durée de vie. i) Equipements - La réparation de piquages de réacteurs de reformage catalytique catalyti que endommagés par fluage a été réalisée avec succès par meulage de la zone affectée (en s'assurant que l'ensemble du métal endommagé est retiré) puis soudure et nouveau meulage soigneux pour réduire les concentrations de contraintes. Les températures de traitement thermique après soudage doivent être choisies avec soin et peuvent être plus élevées que celles qui sont initialement spécifiées. ii) Tubes de four • Les alliages à résistance au fluage améliorée peuvent être nécessaires pour obtenir une durée de vie plus longue. • Il convient de concevoir et d'exploiter les fours de manière à réduire les points chauds et les surchauffes localisées (Figure 4-9). • Une inspection visuelle suivie de mesures de l'épaisseur et / ou d’un contrôle de la circonférence peuvent être nécessaires pour évaluer la durée de vie résiduelle des tubes de four conformément à l'API RP 579. • La durée de vie des tubes peut être optimisée en réduisant l'encrassement / dépôts du côté procédé et les incrustations / dépôts de colmatage du côté combustion. 4.2.8.7 Inspection et surveillance a. L'endommagement en fluage avec formation connexe de microvides, de fissures et de modifications dimensionnelles n'est pas décelé de manière efficace par une seule technique d'inspection. Il convient d'utiliser une combinaison de plusieurs techniques (contrôle par ultrasons UT, contrôle radiographique RT, courant de Foucault EC, mesures dimensionnelles et prise de répliques sur site). Des essais destructifs d'échantillons et un examen métallographique sont utilisés pour confirmer l'endommagement. b. Pour les récipients sous pression, il convient que l'inspection porte sur les soudures des alliages CrMo fonctionnant dans la plage de fluage. Les matériaux en 1 Cr-0,5Mo et 1,25Cr-0.5Mo sont particulièrement sujets à une faible ductilité au fluage. La plupart des inspections sont réalisées visuellement et suivies d'un contrôle par ressuage PT ou d'un contrôle par magnétoscopie fluorescentes WFMT sur des périodes de plusieurs années. Un contrôle par ultrasons sous incidence oblique (ondes transversales) UT peut également être utilisé même si les premiers stades de l'endommagement en fluage sont très difficiles à détecter. Il convient d'établir une correspondance et de documenter pour référence ultérieure les défauts initiaux de fabrication. fabrication.


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c. Il est recommandé d'inspecter les tubes de four pour déceler les traces de surchauffe, de corrosion et d'érosion : i) Il convient d'examiner visuellement les tubes pour rechercher les traces de flambage, de boursoufflure, de fissuration, de fléchissement et de cambrage. ii) Il est recommandé d'effectuer des mesures de l'épaisseur des parois de tubes de four sélectionnés, là où les pertes d’épaisseur sont les plus probables. iii) Il est recommandé d'examiner les tubes afin de déceler un accroissement de diamètre (fluage) par mesure de la circonférence ou au moyen des calibres et, dans des cas limités, par examen métallographique sur des répliques en place ou des échantillons de t ubes. Cependant l'examen métallographique du diamètre extérieur d'un élément peut ne pas pas donner une indication claire de l'endommagement sous la surface. iv) Les critères d'élimination des organes défectueux sur la base de l'accroissement du diamètre et de la perte d'épaisseur de paroi dépendent en grande partie du matériau du tube et des conditions de service spécifiques. 4.2.8.8 Mécanismes associés a) L'endommagement en fluage peut résulter d'une exposition aux très hautes températures comme décrit en 4.2.10. b) La fissuration au réchauffage (voir 4.2.19) est un mécanisme apparenté qui touche les équipements à parois épaisse. 4.2.8.9 Références 1. API RP 579, Fitness-For-Service, American Petroleum Institute, Washington, D.C. 2. API Standard 530, Calculation of Heater Tube Thickness in Petroleum Refineries , American Petroleum Institute, Washington, D.C. 3. API Standard 660, Shell and Tube Heat Exchangers for General Refinery Service , American Petroleum Institute, Washington, D.C.

Tableau 4-2 - Seuils de température pour le fluage Matériau

Seuil de température

Acier au carbon e

370°C

700°F

C-1/2 Mo

400°C

750°F

1 1/4Cr-1/2Mo

425°C

800°F

2 1/4Cr-1Mo

425°C

800°C

5Cr-1/2Mo

425°C

800°F

9Cr-1Mo

425°C

800°F

Acier inoxydable 304H

480°C

900°F

Acier inoxydable 347H

540°C

1000°F

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Figure 4-9 – Surchauffe de courte durée d'un tube de four

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Figure 4-10 – Rupture en fluage d'un tube de four HK40


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Fatigue thermique

4.2.9.1 Description de l'endommagement La fatigue thermique est le résultat de contraintes cycliques dues à des variations de température. L'endommagement prend la forme de fissurations qui peuvent apparaître partout dans un organe métallique lorsque les mouvements relatifs ou les dilatations différentielles conduisent à des contraintes, et notamment avec des cycles thermiques répétés. 4.2.9.2 Matériaux affectés Tous les matériaux de construction. 4.2.9.3 Facteurs critiques a) Les principaux facteurs qui affectent la fatigue thermique sont l'amplitude de la fluctuation de température et la fréquence (nombre de cycles thermiques). b) La durée de fonctionnement avant défaillance dépend de l'amplitude de la contrainte et du nombre de cycles ; elle décroît avec l’accroissement des contraintes et l’accroissement des cycles. c) Le démarrage et l'arrêt des équipements augmentent la sensibilité à la fatigue thermique. Il n'y a pas de limite établie pour les fluctuations de température ; cependant, en règle générale, il est admis que des fissurations peuvent être suspectées si les fluctuations de température sont supérieures à 93°C (200°F). d) L'endommagement est également favorisé par les changements rapides de températures de surface qui donnent lieu à un gradient thermique dans l'épaisseur ou sur la longueur d'un organe. Par exemple : de l'eau froide dans un tube chaud (choc thermique) ; des fixations rigides et une différence de température plus faible ; rigidité ne permettant pas la dilatation différentielle. e) Les entailles (telles que les bords d'une soudure) et les angles abrupts (comme par exemple intersection d'un injecteur avec l'enveloppe d'un récipient) et autres concentrations des contraintes, peuvent constituer des points d'amorçage de fatigue thermique. 4.2.9.4 Unités ou équipements affectés a) Les exemples sont : les points de mélange de flux chaud et froid comme les emplacements où les condensats sont mis en contact avec les circuits de vapeur tels que des équipements de désurchauffe ou de régulation de la température (Figure 4-11). b) Les fissurations par fatigue thermique étaient un problème important pour les enveloppes de ballons dans les unités de cokéfaction. La fatigue thermique peut également toucher les jupes des ballons où les contraintes sont favorisées par une variation du différentiel de température entre le ballon et la jupe (Figure 4-12 et Figure 4-13). c) Dans les équipements de génération de vapeur, la fatigue thermique touche le plus souvent les fixations rigides entre tubes adjacents dans le surchauffeur et le réchauffeur. Les guides destinées à compenser le mouvement relatif peuvent se coincer et agir comme une fixation rigide lorsqu'elles sont colmatées par des cendres volantes. d) Les tubes de four ou surchauffeurs haute température qui traversent les tubes de murs d'eau de refroidissement peuvent se fissurer au niveau de la liaison au collecteur si le tube n'est pas suffisamment souple. Ces fissures apparaissent le plus souvent à l'extrémité où la dilatation du collecteur par rapport au mur d'eau est la plus importante. e) Les ramoneurs de suie actionnés par la vapeur peuvent générer un endommagement par fatigue thermique si la vapeur première sortant de la tuyère du ramoneur de suie contient des condensats. Le refroidissement rapide du tube par l'eau liquide favorise cette forme d'endommagement. De la même manière, l'utilisation de lances ou de canons à eau sur les tubes de murs d'eau peut avoir le même effet. 4.2.9.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'amorçage des fissures par fatigue thermique s'effect ue en général à la surface de l'organe. Ces fissures sont généralement larges et souvent remplies d'oxydes dus à l'exposition à des températures élevées. Les fissures peuvent être simples ou multiples. b) Les fissurations par fatigue thermique se propagent transversalement par rapport à la zone de contrainte et elles sont en général en forme de dagues, transgranulaires et remplies d'oxydes (Figure 4-14). Cependant, en un même point, la fissuration peut être axiale ou périphérique ou encore les deux à la fois.


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c) Dans les équipements de génération de vapeur, les fissures suive nt en général le bord des soudures d'angle étant donné que le changement d'épaisseur transversale génère une zone de concentration de contraintes (Figure 4-15). Les fissures partent généralement à l'extrémité d'une patte de fixation, et si du fait des contraintes il y a un moment fléchissant, elles évoluent en fissures circulaires dans le tube. d) L'eau présente dans les ramoneurs de suie peut donner lieu à une structure de fissuration. Les fissures prédominantes seront circulaires et les fissures mineures seront axiales. 4.2.9.6 Prévention / Protection a) La meilleure méthode de prévention de la fatigue thermique consiste en une conception et une utilisation qui permettent de réduire les contraintes et cycles thermiques. Ces méthodes diffèrent en fonction de l'application. i) Il est recommandé d'utiliser des conceptions qui intègrent une réduction des zones de concentration des contraintes, par un meulage soigné des profils de soudure et des transitions douces. ii) Les contraintes peuvent être réduites en maîtrisant les vitesses de chauffage et de refroidissement pendant le démarrage et l'arrêt des équipements. iii) Il convient de tenir compte des différentiels de dilatation thermique entre organes adjacents en matériaux différents. b) Il convient d'intégrer dans la conception une flexibilité suffisante pour compenser le différentiel de dilatation. i) Dans les équipements de génération de vapeur, il convient que les guides puissent se mouvoir facilement et d'éviter les fixations rigides. ii) Il convient de prévoir des canalisations de drain sur les ramoneurs de suie afin d'éviter la formation de condensats au cours de la première partie du cycle de soufflage des suies. c) Dans certains cas, il est admis d'installer un revêtement ou un manchon pour éviter qu'un liquide froid ne vienne en contact avec la paroi plus chaude de l'enveloppe de pression. 4.2.9.7 Inspection et surveillance a) Etant donné qu'en général les fissurations sont débouchantes, les méthodes d'inspection les plus efficaces sont l'inspection visuelle, le contrôle magnétoscopique (MT) et le contrôle par ressuage (PT). b) Un contrôle externe ultrasons par ondes transversales peut être utilisé pour une vérification non-intrusive des fissurations internes et lorsque les plaques de renforcement empêchent l'examen des piquages. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

c) Les soudures de fixation internes des réacteurs à paroi épaisse peuvent être examinées en utilisant des techniques par ultrasons spéciales. 4.2.9.8 Mécanismes associés La fatigue par corrosion (voir 4.5.2) et fissuration des soudures sur métaux dissemblables (voir 4.2.12). 4.2.9.9 Références th 1. "Steam – Its Generation and Use" 40 Edition, Babcock & Wilcox, 1992. 2. "Combustion Fossil Power Systems," Third Edition, Combustion Engineering, CT, 1981. 3. H. Thielsch, "Defects And Failures in Pressure Vessels and Piping," Krieger Publishing Co., NY, 1977. 4. R.D. Port and H.M. Herro, "The NALCO Guide to Boiler Failure Analysis," McGraw Hill, NY, 1991. 5. D.N. French, "Metallurgical Failures in Fossil Fired Boilers," John Wiley & Sons, Publishers, Inc., NY, 1993. 6. B. Dooley and W. McNaughton, "Boiler Tube Failures : Theory and Practice - 3 Volumes," EPRI, CA, 1995.


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Figure 4-11 – Fissures par fatigue thermique à l'intérieur d'une tuyauterie en acier inoxydable de forte épaisseur, en aval d'une injection de H 2 de refroidissement dans une canalisation d'hydrocarbures chaude.

Figure 4-12 – Flambage d'une jupe de ballon d’un cokeur.

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Figure 4-13 – Fissuration par fatigue thermique associée au flambage de la jupe illustrée à la Figure 4-12.

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Figure 4-14 – Coupe métallurgique d'un échantillon d'acier au carbone, à travers une fissure de fatigue thermique, indiquant le point d'amorçage (ici au bord d'une soudure de fixation) et la forme de l'endommagement. Agrandissement 50x, après décapage.


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Figure 4-15 – Les fissures anciennes remplies d'oxyde peuvent s'arrêter et repartir (on notera la discontinuité le long de la fissure) et une modification de la section transversale n'est pas nécessairement requise pour qu'il y ait amorce de fissuration. Agrandissement 100x, après décapage.

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4.2.10 Surchauffe de courte durée - Rupture sous contrainte 4.2.10.1 Description de l'endommagement Déformation permanente apparaissant à des niveaux de contrainte relativement faibles suite à une surchauffe localisée. Cela entraîne en général un flambage et finalement une défaillance par rupture sous contrainte. 4.2.10.2 Matériaux affectés Tous les matériaux pour tubes soumis à la flamme et les matériaux de construction ordinaires. 4.2.10.3 Facteurs critiques a) Température, durée et contrainte sont les facteurs critiques. b) Dus en général à un contact avec la flamme ou une surchauffe locale. c) La durée de fonctionnement avant défaillance augmentera au fur et à mesure de la diminution des pressions internes ou de la charge. Cependant, le flambage et la déformation peuvent être importants à faible niveau de contrainte, quand la température augmente. d) Surchauffe locale au-delà de la température de calcul. e) La perte d'épaisseur due à la corrosion réduit la durée de fonctionnement avant défaillance en augmentant les contraintes. 4.2.10.4 Unités ou équipements affectés a) Tous les tubes soumis à la flamme de four et de chaudière sont sensibles. b) Tous les fours ayant des tendances au cokage, tels que les unités de cokéfaction et d'hydrotraitement sous vide, de brut, de gazole lourd, ont souvent un niveau de combustion plus sévère pour maintenir les températures de sortie du réchauffeur et sont donc plus sensibles à une surchauffe localisée. c) Les réacteurs d'hydrotraitement peuvent être sensibles à une surchauffe localisée des lits de réacteurs du fait d’un quench à l'hydrogène inapproprié ou d'une répartition médiocre du flux. d) Les équipements à revêtement réfractaire dans les unités de craquage catalytique en lit fluidisé, les installations de soufre et autres unités peuvent subir une surchauffe localisée due à l'endommagement du matériau réfractaire et / ou à une combustion excessive. 4.2.10.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'endommagement est en général caractérisé par une déformation ou un flambage localisé de l'ordre de 3% à 10% ou plus, en fonction de l'alliage, de la température et des niveaux de contraintes (Figure 4-16). b) Les ruptures sont caractérisées par une défaillance dite "en gueule de poisson" et s'accompagnent en général d'un amincissement à la surface de la rupture (Figure 4-17). 4.2.10.6 Prévention / Protection a) Réduire les excursions de température localisées. b) Les fours à combustible fossile nécessitent une gestion adéquate des brûleurs et une maîtrise des encrassements / dépôts afin de réduire les points chauds et les surchauffes localisées. c) Utiliser des brûleurs qui conduisent à une configuration de flamme plus diffuse. d) Dans les équipements d'hydrotraitement, installer et conserver dans les réacteurs des thermocouples de lit et réduire la probabilité de points chauds par une conception et une exploitation correctes de l'installation. e) Pour les équipements à revêtement réfractaire, maintenir le matériau réfractaire dans un état opérationnel. 4.2.10.7 Inspection et surveillance a) Dans les fours à combustible fossile, les températures sont en général surveillées par observation visuelle, contrôle infrarouge des tubes et des thermocouples de peau de tube. b) Les équipements avec un revêtement interne en réfractaire peuvent être surveillés par de la peinture thermosensible et des mesures IR périodiques. Lors de l'arrêt des installations, vérifier l'éventuel endommagement des revêtements réfractaires.


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c) Maintenir et surveiller les thermocouples de lits des réacteurs ainsi que les thermocouples de peau des réacteurs. 4.2.10.8 Mécanismes associés Rupture en fluage / sous contrainte (voir 4.2.8). 4.2.10.9 Références 1. API RP 579, Fitness-For-Service, American Petroleum Institute, Washington, D.C. 2. API Standard 530, Calculation of Heater Tube Thickness in Petroleum Refineries , American Petroleum Institute, Washington, D.C. 3. API Standard 660, Shell and Tube Heat Exchangers for General Refinery Service , American Petroleum Institute, Washington, D.C.

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Figure 4-16 – Rupture due à la surchauffe d'un tube de surchauffeur de chaudière en 1Cr-0,5Mo dans un circuit de vapeur à 700 psig (47,6 bars).

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Figure 4-17 – La microstructure du bord de la fracture montre un allongement sévère des grains de ferrite, preuve de la ductilité de la rupture. L'épaisseur au bord est ici d'environ 0,01 in. pour une réduction de l'épaisseur de la paroi de plus de 95%. Agrandissement 50x, après décapage.


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4.2.11 Caléfaction 4.2.11.1 Description de l'endommagement Le fonctionnement des équipements de génération de vapeur est un équilibre entre le flux thermique résultant de la combustion du combustible et la génération de vapeur dans le mur d'eau ou le tube de vaporisation. Le flux d'énergie thermique à travers la paroi du tube entraîne la formation de minuscules bulles de vapeur (ébullition nucléée) à la surface intérieure. Le fluide en mouvement chasse les bulles. Lorsque l'équilibre du flux thermique est perturbé, les bulles individuelles se rassemblent pour constituer un film de vapeur et cet état est connu sous le terme perte d’ébullition nucléée (DNB). Lorsqu'un film de vapeur se constitue, la rupture du tube peut avoir lieu rapidement à la suite d'une surchauffe de courte durée, en général dans les quelques minutes qui suivent. 4.2.11.2 Matériaux affectés Aciers au carbone et aciers faiblement alliés. 4.2.11.3 Facteurs critiques a) Flux thermique et écoulement de fluide. b) Contact avec la flamme dû à des brûleurs mal orientés ou endommagés donnant lieu à un flux thermique supérieur à la capacité de prise en charge du tube de génération de vapeur. c) Du côté eau, tout ce qui peut restreindre l'écoulement du fluide (par exemple des fuites en tête d'épingle plus bas dans le circuit de vapeur ou des tubes bosselés par des chutes de scories) peut réduire le débit de fluide et donner lieu à des conditions de perte d’ébullition nucléée. d) La défaillance résulte des contraintes circonférenti elles dans le tube dues à la pression de vapeur interne à température élevée. 4.2.11.4 Unités ou équipements affectés Toutes les unités de génération de vapeur, y compris les chaudières à combustible fossile, les échangeurs de chaleur de récupération dans les installations de soufre, les unités de reformage à l'hydrogène et les unités de craquage catalytique en lit fluidisé. Les ruptures peuvent toucher les surchauffeurs et les fours lors du démarrage lorsque le flux de vapeur est bloqué par des condensats. 4.2.11.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Ces ruptures d'exposition de courte durée aux hautes températures sont toujours caractéris ées par des éclatements ouverts de la canalisation, les lèvres de la rupture étant étirées au point d'être tranchantes comme des couteaux (Figure 4-18). b) La microstructure présente toujours un allongement important de la structure granulaire dû à la déformation plastique qui a lieu au moment de la rupture (Figure 4-17). 4.2.11.6 Prévention / Protection a) Lorsqu'il s'est développé une condition de caléfaction, la rupture du tube suit rapidement. Il convient d'assurer une gestion correcte des brûleurs pour réduire les contacts avec la flamme. b) Un traitement approprié de l'eau d'alimentation des chaudières peut aider à prévenir certaines conditions qui risquent de restreindre l'écoulement du fluide. c) Il convient de s'assurer, par inspection visuelle, que les tubes ne présentent pas de flambage. 4.2.11.7 Inspection et surveillance Il est recommandé d'assurer une maintenance correcte des brûleurs pour éviter les contacts avec la flamme. 4.2.11.8 Mécanismes associés a) Comme souligné en 4.3.10, la caléfaction peut entraîner une corrosion caustique (fissuration caustique). b) Des caractéristiques très similaires sont observées dans la corrosion par surchauffe de courte durée (voir 4.2.10).

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4.2.11.9 Références th 1. "Steam - Its Generation Generation and Use" 40 Edition, Babcock & Wilcox, 1992. 2. "Combustion Fossil Power Systems," Systems," Third Edition, Edition, Combustion Engineering , CT, 1981. 3. H. Thielsch, "Defects And Failures In Pressure Vessels Vessels and Piping," Krieger Publishing Publishing Co., NY, 1977. 4. R.D. Port and H.M. Herro, "The NALCO NALCO Guide To Boiler Boiler Failure Analysis," Analysis," McGraw Hill, NY, 1991. 5. D.N. French, "Metallurgical "Metallurgical Failures Failures In Fossil Fired Boilers," Boilers," John Wiley & Sons, Inc., NY, 1993. 1993. 6. B. Dooley and W. McNaughton, "Boiler Tube Failures: Failures: Theory and Practice - 3 Volumes," EPRI, CA, 1995.

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Figure 4-18 – Les ruptures d'exposition de courte durée aux températures élevées résultant d'une caléfaction se présentent sous la forme d'éclatements largement ouverts, les lèvres de la rupture étant étirées au point d'être tranchantes comme un couteau. Il s'agit de ruptures ductiles. Agrandissement 25x

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4.2.12 Fissuration de soudure entre métaux dissemblables dissemblabl es 4.2.12.1 Description de l'endommagement La fissuration des soudures entre métaux dissemblables apparaît du côté ferritique (acier au carbone ou acier faiblement allié) d'une soudure entre un matériau austénitique (aciers inoxydables de série 300) et un matériau ferritique utilisé à des températures élevées. 4.2.12.2 Matériaux Matériaux affectés Ce défaut touche le plus souvent les matériaux ferritiques tels que l'acier au carbone et les aciers faiblement alliés lorsqu'ils sont soudés à des aciers inoxydables austénitiques ainsi que les éventuelles combinaisons de matériaux qui ont une grande différence de coefficients de dilatation thermique. 4.2.12.3 Facteurs critiques a) Les facteurs importants sont le type de métal d'apport utilisé pour la jonction des matériaux, la vitesse de chauffage et de refroidissement, la température des métaux, le temps de maintien à température, la géométrie de la soudure et les cycles thermiques. b) La fissuration est due à la différence des coefficients de dilatation thermique thermique entre aciers ferritiques et aciers inoxydables de série 300 qui atteint 30% ou plus. A des températures de fonctionnement élevées, les différences de dilatation entraînent des contraintes importantes du côté ferritique de la zone affectée thermiquement. c) Au fur et à mesure que la température augmente, le différentiel de dilatati on thermique entre les métaux entraîne un accroissement des contraintes au niveau de la soudure, notamment lorsque le métal d'apport utilisé est de l'acier inoxydable de série 300. d) L'accroissement L'accroiss ement des contraintes au niveau de la soudure est notamment plus important lorsque le métal d'apport utilisé est de l'acier inoxydable austénitique. Un métal d'apport à base de nickel a un coefficient de dilatation thermique qui est proche de celui de l'acier au carbone, de telle sorte que, à hautes températures, températures, les contraintes contraintes sont notablement notablement plus faibles. e) A des températures élevées, le problème est aggravé par la diffusion du carbone hors de la zone affectée thermiquement du matériau ferritique et dans le métal d'apport. La perte de carbone réduit la résistance au fluage de la partie matériau ferritique de la zone affectée thermiquement et augmente par conséquent la probabilité de fissuration (Figure 4-19). f) La température à laquelle la diffusion du carbone devient problématique se situe au-dessus d'une plage comprise entre 427°C et 510°C (800°F à 950°F) pour les aciers au carbone et les aciers faiblement alliés. g) Les joints entre matériaux ferritiques et austénitiques peuvent générer une dilatation thermique ainsi que des contraintes de fatigue thermique importantes à des températures au-delà de 260°C (510°F). h) Les soudures entre matériaux dissemblables utilisant comme métal d'apport de l'acier inoxydable de série 300, sur acier ferritique, peuvent également donner lieu à une étroite zone de dureté élevée au bord de la soudure, à proximité de la ligne de fusion du côté acier ferritique. Les zones de dureté élevée rendent le matériau sensible à diverses formes de fissuration sous contrainte (dues à l'environnement de service) telles que les corrosions fissurantes provoquées par les sulfures ou l'hydrogène. i) Ce problème est aggravé par les cycles thermiques. j) Dans des environnements environnements qui favorisent la corrosion par des cendres fondues, les problèmes problèmes de fissuration des soudures peuvent être accélérés par une corrosion induite par les contraintes. La zone ferritique affectée thermiquement sera corrodée de manière préférentielle du fait des niveaux élevés de contraintes thermiques. Il en résulte des coins oxydés, longs et étroits, parallèles à la ligne de fusion de la soudure (Figure 4-20). k) Une géométrie médiocre de la soudure, un dégagement excessif et autres facteurs d'intensifi cation des contraintes, aggravent la formation de fissures. 4.2.12.4 Unités ou équipements équipements affectés a) Les soudures entre métaux dissemblables sont utilisées dans des applications particulières des raffineries et autres installations de procédé. b) Les soudures entre métaux dissemblables ont été utilisées dans les canalisations canalisati ons autour des réacteurs et des régénérateurs de FCC, dans les fours alimentés en combustibles fossiles où le matériau des tubes de four passe de 5Cr ou 9Cr en acier inoxydable de série 300, ainsi que dans les transitions de canalisations de sortie de réacteurs d’hydrotraitement dont les piquages ou les tuyauteries en acier CrMo faiblement allié revêtus deviennent des canalisations en acier inoxydable de série 300. c) Tous les surchauffeurs et réchauffeurs ayant des soudures entre matériaux ferritiques (1,25Cr-0,5Mo et 2,25Cr-1Mo) et les matériaux austénitiques (aciers inoxydables de série 300, 304H, 321 H et 347H).


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4.2.12.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Les fissures se forment au bord de la soudure dans la zone affectée thermiquement du matériau ferritique (Figure 4-19, Figure 4-21 et Figure 4-22). b) Les soudures de jonction entre tubes sont la zone qui pose le plus de problèmes, mais des pattes de support ou des fixations d'acier inoxydable de séries 300 à 400, moulées ou corroyées, sont également affectées. 4.2.12.6 Prévention / Protection a) Les métaux d'apport à base de nickel qui ont un coefficient de dilatation thermiqu e plus proche de celui de l'acier au carbone et des aciers faiblement alliés permettent une augmentation notable de la durée de vie du joint, du fait de la réduction significative des contraintes thermiques agissant sur le côté acier (ferritique) (ferritique) du joint. b) Si des électrodes de soudure en acier inoxydable de série 300 sont utilisées, il convient de placer la soudure entre métaux dissemblables dans une zone de basse température. c) Dans les équipements de génération de vapeur, il convient que la soudure, du côté haute température, soit réalisée en partie haute ou dans l'enceinte des collecteurs, hors de la zone de transfert thermique. d) Monter entre les deux matériaux à souder une pièce de jonction qui a un coefficient de dilatation thermique intermédiaire. 4.2.12.7 Inspection Inspection et surveillance a) Dans les tubes de four à combustible fossile, les fissures se forment principalement à partir de l'extérieur de sorte qu'il est possible d'utiliser des méthodes d'inspection visuelle, de contrôle magnétoscopique et de contrôle par ressuage. b) Les fissures sous l'influence du milieu ambiant peuvent également donner lieu à des fissures débouchant à la surface qui partent du diamètre intérieur exposé à l'environnement corrosif et qui peuvent être détectées par des méthodes de contrôle par ultrasons. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

4.2.12.8 Mécanismes Mécanismes associés La fatigue thermique (voir 4.9) et la fatigue corrosion (voir 4.5.2). 4.2.12.9 Références 1. "Steam - Its Generation Generation and Use" 40th Edition, Edition, Babcock & Wilcox, 1992. 1992. 2. "Combustion Fossil Power Systems," Systems," Third Edition, Edition, Combustion Engineering , CT, 1981. 3. H. Thielsch, "Defects And Failures Failures In Pressure Vessels Vessels and Piping," Piping," Krieger Co., NY, 1977. 4. R.D. Port and H.M. Herro, "The NALCO NALCO Guide To Boiler Boiler Failure Analysis," Analysis," McGraw Hill, NY, 1991. 5. D.N. French, "Metallurgical "Metallurgical Failures Failures In Fossil Fired Boilers," Boilers," John Wiley & Sons, Inc., NY, 1993. 1993. 6. B. Dooley and W. McNaughton, "Boiler Tube Failures: Failures: Theory and Practice - 3 Volumes," EPRI, CA, 1995.


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Figure 4-19 – Les fissures en fluage (points noirs) se trouvent dans les zones affectées thermiquement de l'alliage ferritique (en l'occurrence, SA213 T-22). Agrandissement 50x, après décapage.

Figure 4-20 – Lorsqu'il existe à la fois une corrosion par des cendres de charbon fondues et une soudure entre métaux dissemblables, il peut y avoir une corrosion induite par les contraintes dans les zones affectées thermiquement du 2,25Cr-1Mo. L'absence d'endommagement en fluage à la pointe de la fissure montre qu'il s'agit de corrosion et non de progression normale du processus de rupture de la soudure entre métaux dissemblables. Agrandissement 25x, après décapage.

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Figure 4-21 – La rupture d'une soudure entre métaux dissemblables suit le bord de la soudure bout à bout. Agrandissement 1,8x

Figure 4-22 – La coupe métallographique montre que la fissure suit le métal d'apport. Agrandissement 4x


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4.2.13 Choc thermique 4.2.13.1 Description de l'endommagement Une forme de fissuration par fatigue thermique - choc thermique - peut apparaître lorsque des contraintes thermiques élevées et hétérogènes se développent dans un équipement sur une période relativement courte, du fait du différentiel de dilatation ou de contraction. Si la dilatation / contraction thermique est restreinte, il peut y avoir des contraintes au-dessus de la limite d'élasticité du matériau. En général, le choc thermique apparaît lorsqu'un liquide plus froid vient en contact avec une surface métallique chaude. 4.2.13.2 Matériaux Matériaux affectés Tous les métaux et alliages. 4.2.13.3 Facteurs critiques a) L'amplitude du différentiel de température et le coefficient de dilatation thermique du matériau déterminent l'amplitude de la contrainte. b) Des contraintes générées par des cycles de température du matériau peuvent amorcer des fissures par fatigue. c) Les aciers inoxydables inoxydables ont des coefficients de dilatation thermique thermique plus élevés que ceux des aciers au carbone et des aciers alliés ou encore des alliages à base de nickel et sont plus sensibles aux contraintes élevées. d) L'exposition L'expositi on aux hautes températures, lors d'un incendie. e) Changement de température résultant d'une trempe à l'eau suite à des pluies diluviennes. f) La rupture est liée aux contraintes subies par un organe bridé qui ne peut se dilater ou se contracter suite à un changement de température. g) Dans les pièces moulées telles que les vannes, l'amorçage de la fissuration peut apparaître au niveau d’un défaut de moulage sur le diamètre intérieur et progresser dans l'épaisseur. h) Les sections épaisses peuvent développer des gradients gradients thermiques élevés. 4.2.13.4 Unités ou équipements équipements affectés a) Les unités de craquage catalytique en lit fluidisé, les unités de cokéfaction, les unités de reformage catalytique et les unités d'hydrotraitement de sévérité élevée sont des unités haute température où les chocs thermiques sont possibles. b) Les canalisations et équipements haute température de toute unité peuvent être affectés. affectés . c) Les matériaux ayant perdu leur ductilité, ductilit é, tels que les équipements en CrMo (fragilisation de revenu) sont particulièrement sensibles aux chocs thermiques. d) Les équipements soumis à des procédures de refroidissement accéléré afin de réduire le temps de mise à l'arrêt. 4.2.13.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement Les fissures à amorçage en surface peuvent également avoir l'aspect de fissures "craquelées". 4.2.13.6 Prévention / Protection a) Eviter les interruption interruptions s de débit dans les canalisations haute température. température. b) Concevoir pour réduire les bridages sévères. c) Installer des manchons manchons thermiques afin d'éviter d'éviter les impacts de liquide sur la paroi sous pression. d) Réduire les situations d'exposition d'exposition à la pluie ou aux eaux d'extinction incendie. incendie. e) Examiner les points d'injection d'injection chauds / froids pour rechercher rechercher les chocs thermiques thermiques potentiels. 4.2.13.7 Inspection Inspection et surveillance a) Ce type d'endommagement est très localisé et difficile à détecter. b) Le contrôle par ressuage et le contrôle magnétoscopique peuvent être utilisés pour confirmer la fissuration.

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4.2.13.8 Mécanismes Mécanismes associés Fatigue thermique (voir 4.2.9). 4.2.13.9 Références 1. ASM Metals Metals Handbo Handbook ok , "Failure Analysis and Prevention," Volume 11, ASM International, Materials Park, OH. 2. API RP 579, Fitness-For-Service, Fitness-For-Service, American Petroleum Institute, Washington, D.C.

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4.2.14 Erosion / Erosion-corrosion Erosion-corrosi on 4.2.14.1 Description de l'endommagement a) L'érosion est l'enlèvement mécanique accéléré de matériaux en surface résultant de l'impact ou du mouvement relatif entre des solides, des liquides, de la vapeur ou toute combinaison de ces éléments. b) L'érosion-corrosion décrit l'endommagement qui a lieu lorsque l’érosion contribue à la corrosion en retirant des films protecteur ou de la calamine, ou en exposant la surface du métal à une corrosion supplémentaire sous l'effet combiné de l'érosion et de la corrosion. 4.2.14.2 Matériaux Matériaux affectés Tous les métaux, alliages et matériaux réfractaires. 4.2.14.3 Facteurs critiques a) Dans la plupart des cas, la corrosion joue un certain rôle de sorte qu'il est rare d'avoir une érosion pure (appelée quelquefois usure par abrasion). Il est important de tenir compte du rôle et de la contribution de la corrosion. b) Les vitesses de perte de métal dépendent de la rapidité et de la concentration du milieu "impactant" (c'est-à-dire (c'est-à-dire les particules, les liquides, les gouttelettes, les boues, les écoulements biphasés), de la taille et de la dureté des particules impactantes, de la dureté et de la résistance à la corrosion du matériau subissant l'érosion, ainsi que de l'angle d'impact. c) Les alliages les plus tendres tels que les alliages de cuivre et d'aluminium qui sont facilement usés par les endommagements mécaniques peuvent subir des pertes de métal sévères dans des conditions de vitesse élevée. d) Augmenter la dureté du substrat métallique métalli que ne signifie pas toujours une amélioration de la résistance à l'érosion, en particulier lorsque la corrosion joue un rôle significatif. e) Pour chaque combinaison environnement-matériau, il existe souvent une vitesse seuil au-dessus de laquelle les objets impactants peuvent donner lieu à une perte de métal. Si les vitesses dépassent ce seuil, il en résulte une augmentation de la vitesse de perte de métal comme illustré au Tableau 4-3. Ce tableau présente la sensibilité relative de divers métaux et alliages à l'érosion / corrosion par l'eau de mer à différentes vitesses. f) La dimension, dimension, la forme, la densité et et la dureté du milieu impactant impactant affectent la vitesse de perte perte de métal. g) L'augmentation de la corrosivité de l'environnement peut réduire la stabilité des films protecteur des surfaces et augmenter la sensibilité à la perte de métal. Le métal peut être retiré de la surface sous forme d'ions dissous ou sous forme de produits de corrosion solides qui sont mécaniquement balayés de la surface du métal. h) Les facteurs contribuant à l'augmentation de la corrosivité corrosivit é de l'environnement, tels que la température, le pH, etc., peuvent accroître la sensibilité à la perte de métal. 4.2.14.4 Unités ou équipements équipements affectés a) Tous les types d'équipements d'équipements exposés à des fluides en mouvement mouvement et / ou à des catalyseurs sont sujets à l'érosion et à l'érosion-corrosion. Ceci comprend les systèmes de canalisation, et notamment les parties cintrées, les coudes, les tés et les réducteurs ; les systèmes de canalisation en aval des vannes de détente et des vannes d'arrêt ; les pompes ; les soufflantes ; les impulseurs hélicoïdaux ou à aubes ; les agitateurs ; les récipients dans lesquels s'effectue le brassage ; les tubes d'échangeurs thermiques ; les orifices de dispositifs de mesure ; les aubes de turbine ; les piquages ; les conduites et lignes de vapeur ; les racleurs ; les têtes de coupe ; et les plaques d'usure. b) L'érosion peut être due à des particules de catalyseur transportées par le gaz ou à des particules transportées par un liquide tel qu'une suspension. Dans les raffineries, cette forme d'endommagement résulte du mouvement du catalyseur dans les systèmes de réacteurs / régénérateurs des unités de craquage catalytique en lit fluidisé dans les équipements de traitement du catalyseur (vannes, cyclones, tuyauteries, réacteurs) et dans les canalisations de slurry ; les équipements de traitement tant dans les unités de cokéfaction retardée (delayed coker) que dans les unités de cokéfaction en lit fluidisé (Figure 423) ; et elle se présente également sous forme d'usure des pompes (Figure 4-24 et Figure 4-25), compresseurs compresseurs et autres équipements équipements rotatifs. c) Les canalisations d'effluents de réacteurs d'hydrotraitement d'hydrotraitemen t peuvent faire l'objet d'une érosion-corrosion érosion-corrosi on par le disulfure d'ammonium. La perte de métal dépend alors de la concentration en disulfure d'ammonium, de la vitesse et de la résistance de l'alliage à la corrosion. d) Les canalisations de traitement traitement du brut et de traitement sous vide ainsi que les récipients exposés aux acides naphténiques présents dans certains pétroles bruts peuvent subir une perte de métal sévère due


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à l'érosion-corrosion, en fonction de la température, de la vitesse, de la teneur en soufre et de l'indice d'acidité. 4.2.14.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'érosion et l'érosion-corrosion sont caractéris ées par une perte ponctuelle d'épaisseur sous la forme de piqûres, de saignées, de rigoles, d'ondulations, de trous ronds et de sillons. Ces pertes présentent souvent une configuration directionnelle. b) Les ruptures peuvent apparaître en un temps relativement court. 4.2.14.6 Prévention / Protection a) Les améliorations de conception impliquent des modificatio ns de forme, de géométrie et un choix correct de matériaux. Citons par exemple : l'augmentation du diamètre de la canalisation pour réduire la vitesse ; le profilage correct des courbes de manière à réduire les impacts ; l'augmentation de l'épaisseur des parois et l'utilisation de t ôles d’usure remplaçables. b) L'amélioration de la résistance à l'érosion est en général obtenue par augmentation de la dureté du substrat en utilisant des alliages plus durs, ainsi que des traitements de surface durcissant ou de trempe superficielle. L'utilisation dans les cyclones et les vannes à glissièress de matériaux réfractaires résistant à l'érosion a donné des résultats très satisfaisants. c) La meilleure méthode de prévention de l'érosion-corrosion est l’utilisation d’alliages plus résistant à la corrosion et / ou de modifier l'environnement du procédé de manière à réduire la corrosivité, comme par exemple le dégazage, l'injection de condensat ou l'ajout d'inhibiteurs. En général, la résistance n'est pas améliorée par la seule augmentation de la dureté du substrat. d) Les échangeurs thermiques utilisent des plaques à impact et quelquefois des ferrules de renforcement des tubes pour réduire les problèmes d'érosion. e) Des alliages ayant une teneur plus élevée en molybdène sont utilisés pour améliorer la résistanc e à la corrosion par les acides naphténiques. 4.2.14.7 Inspection et surveillance a) L'examen visuel des zones suspectées ou sources de problèmes ainsi que des contrôles par ultrasons ou aux rayons X peuvent être utilisés pour évaluer l'étendue de la perte de métal. b) Des coupons spécifiques d'analyse de la corrosion ainsi que des sondes de résistance électrique pour le suivi continu de la corrosion ont été utilisées dans certaines applications. c) Des dispositifs de balayage aux rayons infrarouges sont utilisés pour détecter la perte de réfractaires en service. 4.2.14.8 Mécanismes associés Une terminologie spécialisée a été développée pour diverses formes d'érosion et d'érosion-corrosion dans des environnements et / ou des utilisations spécifiques. Cette terminologie comporte des termes tels que cavitation, érosion par impact liquide, usure de contact et autres expressions similaires. 4.2.14.9 Références 1. ASM Metals Handbook , Volume 13, "Corrosion" ASM International, Materials Park, OH. 2. ASM Metals Handbook , Volume 11, "Failure Analysis and Prevention", ASM International, Materials Park, OH. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -


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Tableau 4-3- Vitesses caractéristiques d'érosion-corrosion dans l'eau de mer, en mpy (réf. 2) 4 pieds/seconde 1 pied/seconde 27 pieds/seconde Matériau (immergé dans un (courant de la marée) (disque rotatif) canal d'eau de mer) Acier au carbone

6

13

47

Fonte

9

--

54

Bronze au silicium

0,2

0,3

57

Laiton amirauté

0,3

3

29

Bronze hydraulique

1

0,2

55

Bronze-or

1

0,3

46

Bronze d'aluminium

1

--

44

Laiton d'aluminium

0,4

--

19

CuNi 90-10

1

--

16

CuNi (0,05% Fe) 70-30

0,3

--

32

CuNi (0,5% Fe) 70-30

< 0,2

< 0,2

6

Métal monel

< 0,2

< 0,2

1

Acier inox. 316

0,2

0

< 0,2

Hastelloy C

<0,2

--

0,05

Titane

0

--

0

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Figure 4-23 – Erosion d'un coude de retour d'un réchauffeur d'un cokeur 9Cr.

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Figure 4-24 – Impulseur en fonte dans de l'eau de refroidissement non traitée après quatre années de service.


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Figure 4-25 – Gros plan de la Figure 4-24 montrant les effets combinés de l'érosion et de la corrosion à l'extrémité des ailettes et des piqûres du côté pression des ailettes.

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4.2.15 Cavitation 4.2.15.1 Description de l'endommagement a) La cavitation est une forme d'érosion due à la formation et à l’implosion instantanée (collapsus) d'innombrables et infimes bulles de vapeur. b) En se résorbant, les bulles exercent des forces d'impact localisées très sévères qui peuvent entraîner une perte de métal appelée endommagement par cavitation. c) Les bulles peuvent contenir la phase vapeur du liquide, de l'air ou d'un autre gaz entraîné dans le milieu liquide. 4.2.15.2 Matériaux affectés La plupart des matériaux de construction communs, y compris le cuivre et le laiton, la fonte, l'acier au carbone, les aciers faiblement alliés, les aciers inoxydables de séries 300 et 400 ainsi que les alliages à base de nickel. 4.2.15.3 Facteurs critiques a) Dans une pompe, la différence entre la pression réelle ou la hauteur du liquide disponible (mesurée du côté aspiration) et la pression de vapeur de ce liquide est appelée NPSH (Net Positive Suction Head charge nette absolue à l'aspiration) disponible. La hauteur de charge minimale requise pour prévenir la cavitation avec un liquide donné et à un débit donné est appelée la NPSH requise. Une valeur NPSH inadéquate peut entraîner le phénomène de cavitation. b) Des températures au voisinage du point d'ébullition du liquide sont plus favorables à la formation de bulles qu'un fonctionnement à température plus basse. c) La présence de particules solides ou abrasives n'est pas nécessaire pour qu'il y ait endommagement par cavitation mais ces particules en accéléreront le processus. 4.2.15.4 Unités ou équipements affectés a) La cavitation est fréquemment observée dans les carters de pompe, les turbines de pompes (côté basse pression) ainsi que dans les canalisations en aval des orifices ou des vannes de régulation. b) Cet endommagement peut également toucher des orifices de restriction de débit ou autres zones où un flux turbulent est soumis à des modifications rapides de pression en un point localisé. Les équipements affectés sont, par exemple, les tubes d'échangeurs thermiques, les buses et venturis, les joints d'étanchéité et les paliers, ainsi que les impulseurs. 4.2.15.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement L'endommagement par cavitation a en général l'aspect de piqûres à arêtes vives mais il peut également avoir un aspect veinuré dans les organes rotatifs. Cependant, l'endommagement touche uniquement des zones basse pression localisées (voir Figure 4-26, Figure 4-27 et Figure 4-28). 4.2.15.6 Prévention / Protection a) La résistance à l'endommagement par cavitation dans un environnement spécifique ne peut pas être améliorée de manière significative par une modification du matériau. En général, il est nécessaire d'effectuer des modifications mécaniques, un changement de conception ou de fonctionnement. b) La meilleure méthode pour prévenir la cavitation est d'éviter les conditions qui permettent une chute de la pression absolue sous la pression de vapeur du liquide ou en modifiant les propriétés du matériau. Les exemples de prévention consistent à : i) Rationaliser le circuit d'écoulement pour réduire les turbulences. ii) Réduire les vitesses d'écoulement. iii) Retirer l'air entraîné. iv) Augmenter la pression d'aspiration des pompes. v) Modifier les propriétés du fluide en y ajoutant peut-être des additifs. vi) Effectuer un traitement de durcissement ou de trempe superficielle. vii) Utiliser des alliages plus durs ou plus résistants à la corrosion.


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c) L'attaque est accélérée par la rupture du film protecteur à l'interface liquide-solide (tel qu'un dépôt protégeant de la corrosion ou un film passif). Par conséquent, changer de matériau pour utiliser un matériau plus résistant à la corrosion et / ou de dureté plus élevée ne peut pas améliorer la résistance à la cavitation. Des matériaux excessivement durs ne peuvent pas convenir s'ils n'ont pas la ténacité requise pour supporter les pressions locales et les chocs élevés (charges de cisaillement) dus à l’implosion des poches de vapeur. 4.2.15.7 Inspection et surveillance a) Le bruit de cavitation des pompes peut ressembler à des petits cailloux agités à l'intérieur. b) Les techniques utilisées comprennent une surveillance limitée des caractéristiques du fluide ainsi qu'une surveillance acoustique des zones de turbulence afin de détecter des fréquences sonores caractéristiques. c) Un examen visuel des zones suspectes, ainsi qu'un contrôle externe par ultrasons et aux rayons X peut être utilisé pour surveiller la perte d'épaisseur. 4.2.15.8 Mécanismes associés Impact liquide ou érosion (voir 4.2.14). 4.2.15.9 Références 1. ASM Metals Handbook, "Evaluation of Erosion and Cavitation" Corrosion, Volume 13. 2. C.P. Dillon, "Corrosion Control in the Chemical Process Industries" MTI (printed by NACE), 1994. 3. V.R. Pludek, "Design and Corrosion Control," Macmillan Press LTD., 1979.

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Figure 4-26a. – Vue en coupe d'une vanne-papillon en acier au carbone avec endommagement par cavitation-érosion après deux ans de service ; la cavitation est due à une chute de pression élevée à travers la vanne, dans une canalisation de drain d'hydrocarbures à partir d'un séparateur basse pression froid d'une unité de désulfurisation de résidus atmosphériques.

Figure 4-26b – Vue rapprochée de la surface endommagée.

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Figure 4-27 – Piqûres de cavitation du côté basse pression d’un impulseur de pompe en acier inoxydable.

Figure 4-28 – Piqûres de cavitation du côté eau de la chemise du cylindre en fonte d'un gros moteur.

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4.2.16 Fatigue mécanique 4.2.16.1 Description de l'endommagement a) La fissuration par fatigue est une forme de dégradation mécanique qui a lieu lorsqu'un organe est exposé à des contraintes cycliques pendant une longue période, et dont le résultat est souvent une rupture soudaine et inattendue. b) Ces contraintes peuvent être dues soit à une charge mécanique, soit à des cycles thermiques et elles sont en général bien inférieures à la limite élastique du matériau. 4.2.16.2 Matériaux affectés Tous les alliages techniques sont sujets à la fissuration par fatigue même si les niveaux de contrainte et le nombre de cycles requis pour entraîner la rupture varient en fonction du matériau. 4.2.16.3 Facteurs critiques La géométrie, le niveau de contrainte, le nombre de cycles et les propriétés du matériau (résistance, dureté, microstructure) sont les principaux facteurs permettant de déterminer la résistance d'un organe à la fatigue. a) Conception : l'amorçage des fissures de fatigue a généralement lieu à la surface, au niveau d'entailles ou de zones de concentration des contraintes sous charge cyclique. Pour cette raison, la conception d'un organe est le facteur le plus important permettant de déterminer la résistance d'un organe donné à la fissuration par fatigue. Certaines caractéristiques communes des surfaces peuvent entraîner l'amorçage de fissures par fatigue en agissant comme des zones de concentration des contraintes. Ces caractéristiques communes sont : i) Les entailles mécaniques (angles aigus ou rainures) ; ii) Les orifices de clavettes sur les arbres d'entraînement des équipements rotatifs ; iii) Les joints de soudure, défauts et / ou décalages ; iv) Les piquages de quench ; v) Les marques d'outils ; vi) Les marques de meulage ; vii) Les lèvres de trous percés ; viii) Les entailles en fond de filet ; ix) La corrosion. b) Problèmes métallurgiques et microstructure i) Pour certains matériaux tels que le titane, l'acier au carbone et l'acier faiblement allié, le nombre de cycles avant rupture par fatigue décroît en fonction de l'amplitude des contraintes jusqu'à ce qu'une limite d'endurance soit atteinte. Sous cette limite d'endurance aux contraintes, la fissuration par fatigue n'aura pas lieu quel que soit le nombre de cycles. ii) Pour les alliages à limite d'endurance, il y a une corrélation entre la charge limite de rupture (UTSUltimate Tensile Strength) et l'amplitude des contraintes minimales nécessaires pour amorcer une fissuration par fatigue. Le rapport de la limite d'endurance à la charge limite de rupture est en général compris entre 0,4 et 0,5. Les matériaux tels que les aciers inoxydables austénitiques et l'aluminium qui n'ont pas de limite d'endurance auront une limite de fatigue définie par le nombre de cycles à une amplitude de contrainte donnée. iii) Les inclusions présentes dans le métal peuvent avoir un effet accélérateur sur la fissuration par fatigue. Ceci est important lorsqu'il s'agit d'aciers ou de soudures "sales" et anciens, car ils contiennent souvent des inclusions et des discontinuités qui peuvent nuire à la résistance à la fatigue. iv) Le traitement thermique peut également avoir un effet significatif sur la ténacité et par conséquent sur la résistance à la fatigue d'un métal. En général, les performances des microstructures à grain fin ont tendance à être meilleures que celles des microstructures à grains grossiers. Les traitements thermiques tels que la trempe et le revenu peuvent améliorer la résistance à la fatigue des aciers au carbone et des aciers faiblement alliés. c) Acier au carbone et titane : ces matériaux ont une limite d'endurance en deçà de laquelle il n'y aura pas de fissuration par fatigue, quel que soit le nombre de cycles. d) Les aciers inoxydables de séries 300 et 400, l'aluminium et la plupart des autres alliages non ferreux :

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i) Ces alliages ont une caractéristique de fatigue sans limite d'endurance. Ceci signifie qu'une rupture par fatigue peut finalement être atteinte sous charge cyclique quelle que soit l'amplitude des contraintes. ii) L'amplitude maximale des contraintes cycliques est déterminée par relation entre la contrainte nécessaire pour entraîner la rupture et le nombre requis de cycles nécessaires au cours de la durée 6 7 de vie de l'organe. En général, ce nombre est de 10 à 10 cycles. 4.2.16.4 Unités ou équipements affectés a) Cycle thermique i) Les équipements soumis à des cycles quotidiens en fonctionnement tels que les ballons d'unités de cokéfaction. ii) Les équipements qui peuvent être des auxiliaires ou en veille continue, mais qui fonctionnent par intermittence tels que les chaudières auxiliaires. iii) Les connexions des piquages de quench qui subissent des différentiels de température significati fs en fonctionnement, telles que les systèmes de lavage à l'eau. b) Charge mécanique i) Les arbres rotatifs des pompes centrifuges et compresseurs qui ont des niveaux de concentration de contraintes élevés dus aux changements de rayons et aux rainures de clavettes. ii) Des organes tels que les canalisations de petit diamètre qui peuvent subir des vibrations dues aux équipements adjacents et / ou au vent. Pour les petits organes, la résonance peut également générer une charge cyclique et il convient d'en tenir compte lors de la conception et d'examiner les éventuels problèmes après installation. iii) Les vannes de détente de pression élevée ou les postes de réduction de la vapeur peuvent générer des problèmes de vibrations importants dans les canalisations qui y sont reliées. 4.2.16.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La rupture par fatigue est caractérisée par une empreinte en "coquillage" présentant des cercles concentriques appelés "ondulations de fatigue" et partant du point d'amorçage de la fissure (Figure 4-29 et Figure 4-30). Cette configuration résulte des "ondes" de propagation des fissures qui apparaissent à chaque cycle au-dessus de la charge seuil. Ces fissures concentriques continuent à se propager jusqu'à ce que la section soit réduite au point où la rupture due à la surcharge a lieu. b) Les fissures qui germent à partir d'un défaut ou d'une concentration de contraintes en surface donnent en général lieu à une empreinte unique de type "coquillage" (Figure 4-31, Figure 4-32 et Figure 4-33.). c) Les fissures qui résultent de la surcharge cyclique d'un organe sans concentration significative des contraintes donnent en général lieu à une rupture par fatigue avec des points multiples de germination et par conséquent plusieurs empreintes en "coquillage". Ces sites de germination multiples sont le résultat d'une tension élastique microscopique qui a lieu lorsque l'organe subit des cycles temporaires au-delà de sa limite d'élasticité. 4.2.16.6 Prévention / Protection a) La meilleure défense contre la fissuration par fatigue est une bonne conception aidant à réduire la concentration des contraintes des organes soumis à des charges cycliques en service. b) Choisir un métal dont la résistance théorique à la fatigue est suffisante pour les cycles de service prévus. c) Prévoir un rayon généreux le long des extrémités et angles. d) Réduire au minimum les marques de meulage, rayures et blessures à la surface des organes. e) Assurer un montage correct et des transitions douces pour les soudures. Minimiser les défauts de soudure car ils peuvent accélérer la fissuration par fatigue. f) Retirer toute bavure ou rebord dû à l'usinage. g) Utiliser des outils d'estampage et de marquage à faible niveau de contrainte.

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4.2.16.7 Inspection et surveillance a) Les techniques de contrôle non destructif telles que le contrôle par ressuage, le contrôle magnétoscopique et le contrôle par ultrasons avec palpeur d’angle peuvent être utilisées pour détecter les fissures par fatigue en des zones connues de concentration des contraintes. b) Une inspection visuelle des canalisations de petit diamètre afin de détecter les oscillations ou autres mouvements cycliques qui peuvent donner lieu à une fissuration. c) Un contrôle des vibrations des équipements rotatifs pour détecter les arbres qui peuvent présenter des balourds. d) En fatigue à grand nombre de cycles, l'amorce de fissure peut représenter la plus grande partie de la durée de vie en fatigue, ce qui rend la détection difficile. Mécanismes associés Fatigue provoquée par des vibrations (voir 4.2.17). 4.2.16.9 Références 1. "Fracture and Fatigue Control in Structures," J.M. Barsom and S.T. Rolfe, American Society for Testing and Materials, West Conshohocken, PA. 2. ASTM STP1428, Thermo-mechanical Fatigue Behavior of Materials , American Society for Testing and Materials, West Conshohocken, PA. 3. ASTM MNL41, Corrosion in the Petrochemical Industry , ASM International, Materials Park, OH, 1995.

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RUPTURE PAR FATIGUE TYPE AMORCE DE LA RUPTURE

RUPTURE EN TENSION

Figure 4-29 – Schéma de la surface d'une rupture par fatigue montrant les "ondulations de fatigue".

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Figure 4-30 – Surface d'une rupture par fatigue d'une canalisation en acier au carbone.


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Fissure

Figure 4-31 – Fissure de fatigue d'une soudure entre un coude et une canalisation de 16 pouces ( ≈ 40 cm) sur la ligne de remplissage d'un réservoir de stockage du brut après 50 ans de service.

Figure 4-32 – Coupe de la soudure montrant l'emplacement de la fissure.


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Figure 4-33 – Surface des plans de rupture de la fissure des Figures 4-31 et 4-32.


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4.2.17 Fatigue due aux vibrations 4.2.17.1 Description de l'endommagement Une forme de fatigue mécanique dans laquelle les fissures résultent d'une charge dynamique due à des vibrations, à des coups de bélier ou à des écoulements de fluides instables. 4.2.17.2 Matériaux affectés Tous les matériaux techniques. 4.2.17.3 Facteurs critiques a) L'amplitude et la fréquence des vibrations ainsi que la résistance à la fatigue des organes. b) La probabilité de fissuration est élevée lorsque la charge d'entrée est synchrone ou presque en synchronisation avec la fréquence naturelle de l'organe. c) Les vibrations ainsi que les éventuels problèmes de fissuration qui, en général s'amorcent dans les zones de concentration des contraintes ou au niveau d'entailles, sont favorisés par l'absence ou par l'excès de support ou de renfort. 4.2.17.4 Unités ou équipements affectés a) Les soudures par emboîtement et les canalisations de petit diamètre au niveau ou à proximité des pompes et des compresseurs qui ne sont pas suffisamment renforcés. b) Les lignes de dérivation de petit diamètre et les boucles de débit autour des équipements rotatifs et alternatifs. c) Les petites prises avec vannes ou régulateurs sans supports. d) Les soupapes de sécurité sont sujettes au broutage, à la détente prématurée, à l'usure de contact et à des dysfonctionnements. e) Les vannes de détente de pression élevée et les postes de réduction de la vapeur. f) Les tubes d'échangeurs thermiques peuvent être sujets à la formation de tourbillons. 4.2.17.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'endommagement se présente en général sous la forme d'un amorçage de la fissure en un point de contrainte élevée ou de discontinuité tel qu'un filetage ou un joint de soudure (Figure 4-34 et Figure 4-35). b) Un signal d'alerte potentielle de l'existence d'endommagement par vibration sur des matériaux réfractaires et la dégradation visible qui résulte de la défaillance du matériau réfractaire et / ou du système d'ancrage. Les dégradations du matériau réfractaire peuvent donner lieu à des températures de peau élevées. 4.2.17.6 Prévention / Protection a) La fatigue due aux vibrations peut être éliminée ou réduite par la conception et l'utilisation de supports et d'équipements destinés à amortir les vibrations. De manière générale, les améliorations de matériaux ne sont pas une solution à ce problème. b) Monter des goussets ou des raidisseurs sur les raccordements de petit diamètre. Eliminer les liaisons inutiles et vérifier les installations sur le terrain. c) La formation de tourbillons peut être réduite à la sortie des vannes de régulation et des vannes de sécurité par un dimensionnement approprié des prises et des techniques de stabilisation des flux. d) Les effets des vibrations peuvent être déplacés au point d'ancrage de la partie vibrante. Des études particulières peuvent être nécessaires avant mise en place des ancrages ou des amortisseurs à moins que les vibrations ne soient éliminées par suppression de la source. 4.2.17.7 Inspection et surveillance a) Chercher les signes visibles des vibrations, mouvements des canalisations ou coups de bélier. b) Vérifier les sons audibles des vibrations émanant des organes des canalisati ons tels que les vannes de régulation et les raccords. c) Effectuer un contrôle visuel lors des états transitoires (tels que démarrages, arrêts, mises en service, etc.) pour rechercher les conditions de vibration intermittentes.


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d) Mesurer les vibrations des canalisations au moyen d'équipements de contrôle spéciaux. e) L'utilisation de méthodes de contrôle de surface (telles que les contrôles par ressuage ou les contrôles magnétoscopiques) peut être efficace dans un plan bien ciblé. f) Vérifier régulièrement les supports de tuyauterie et les suspensions à ressorts. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

g) Les dégradations des revêtements isolants peuvent indiquer des vibrations excessives. Ces vibrations peuvent donner lieu à une humidification de l'isolant, favorisant ainsi la corrosion. 4.2.17.8 Mécanismes associés Fatigue mécanique (voir 4.2.16) et dégradation des matériaux réfractaires (voir 4.2.18). 4.2.17.9 Références 1. "Environmental Effects on Components: Commentary for ASME Section III," EPRI NP-5775, Project 1757-61, Final Report, EPRI, CA, 1998. 2. API Publication 581, Risk-Based Inspection – Base Resource Document , American Petroleum Institute, Washington, D.C.


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Figure 4-34 - Fatigue due aux vibrations d'une bride de 1 pouce, soudée par emboîtement dans un circuit de décharge d’expansion thermique, peu de temps après le démarrage.

Figure 4-35 - Vue en coupe de la fissure de la soudure par emboîtement de la Figure 4-34

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4.2.18 Dégradation du matériau réfractaire 4.2.18.1 Description de l'endommagement Les matériaux réfractaires, qu'ils soient calorifuges ou résistants à la corrosion, sont sujets à diverses formes d'endommagement mécanique (fissuration, écaillage et érosion) ainsi qu'à la corrosion due à l'oxydation, à la sulfuration et autres mécanismes à température élevée. 4.2.18.2 Matériaux affectés Les matériaux réfractaires comprennent les fibres de céramique isolante, les bétons réfractaires, les briques réfractaires et les mélanges réfractaires plastiques. 4.2.18.3 Facteurs critiques a) Le choix du matériau réfractaire, la conception et l'installation sont déterminants pour la réduction de l'endommagement. b) Il convient de concevoir les équipements à revêtement réfractaire en tenant compte de l'érosion, des chocs thermiques et de la dilatation thermique. c) Il convient de se conformer aux spécifications des fabricants et des exigences ASTM applicables pour les plannings de séchage, les temps de prise et les procédures d'application. d) Les matériaux d'ancrage doivent être compatibles avec les coefficients de dilatation thermique du métal de base. e) Les pièces d'ancrage doivent être résistantes à l'oxydation dans des conditions de fonctionnement haute température. f) Les pièces d'ancrage doivent être résistantes aux acides sulfuriques en condensation dans les réchauffeurs et en présence de gaz de combustion. g) Le type et la densité du matériau réfractaire doivent être choisis pour résist er à l'abrasion et à l'érosion sur la base des exigences de service. h) Les aiguilles et autres charges doivent être compatibles avec la composition et la température du fluide procédé. 4.2.18.4 Unités ou équipements affectés a) Les matériaux réfractaires sont largement utilisés dans les récipients de réacteurs et régénérateurs des unités de craquage catalytique en lit fluidisé, les canalisations, les cyclones, les vannes à glissières et les organes internes, dans les unités de cokéfaction en lit fluidisé, dans les réacteurs de reformage catalytique à paroi froide ainsi que dans les chaudières de récupération et les réacteurs thermiques dans les installations de soufre. b) Les chambres de combustion et cheminées de chaudières qui utilisent également des matériaux réfractaires sont affectées. 4.2.18.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Le matériau réfractaire peut présenter des signes de fissuration, d’écaillage ou de décollement excessif du substrat, de ramollissement ou de dégradation, dus à une exposition à l'humidité. b) Des dépôts de coke peuvent se développer derrière le matériau réfractaire et favoriser la fissuration et la dégradation. c) Dans des conditions de service érosif, le matériau réfractaire peut être arraché ou aminci, exposant ainsi son système d'ancrage. 4.2.18.6 Prévention / Protection Un choix approprié du matériau réfractaire, des pièces d'ancrage et de la charge ainsi qu'une conception et une installation appropriées sont déterminants pour minimiser l'endommagement du matériau réfractaire. 4.2.18.7 Inspection et surveillance a) Effectuer une inspection visuelle lors des arrêts, b) Surveiller les équipements à parois froides en fonctionnement, par un contrôle aux infrarouges pour vérifier les points chauds et ainsi identifier les éventuels endommagements du matériau réfractaire. 4.2.18.8 Mécanismes associés Oxydation (voir 4.4.1), sulfuration (voir 4.4.2) et corrosion au point de rosée du gaz de combustion (voir 4.3.7). 4.2.18.9 Références 1. R.A. White and E.F. Ehmke, "Materials Selection for Refineries and Associated Facilities," NACE International, Houston, TX, 1991, pp. 33,57.

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4.2.19 Fissuration au réchauffage 4.2.19.1 Description de l'endommagement La fissuration d'un métal due à la relaxation des contraintes lors du traitement thermique après soudage (TTAS) ou en service, à températures élevées. Elle est le plus souvent observée dans les organes à parois épaisses. 4.2.19.2 Matériaux affectés Les aciers faiblement alliés ainsi que les aciers inoxydables de série 300 et les alliages à base de nickel, tels que l'alliage 800H. 4.2.19.3 Facteurs critiques Les paramètres les plus importants sont le type de matériau (composition chimique, teneur en éléments d'impureté), la granulométrie, les contraintes résiduelles de la fabrication (écrouissage, soudure), l'épaisseur de la section (qui régit l'état de sollicitation et de contrainte), les entailles et les zones de concentration des contraintes, la résistance du métal d'apport et du métal de base, les conditions de soudage et de traitement thermique. Sur la base des diverses théories de la fissuration au réchauffage, tant pour les aciers inoxydables de série 300 que pour les aciers faiblement alliés, les caractéristiques de la fissuration sont les suivantes : a) La fissuration au réchauffage nécessite la présence de contraintes élevées et par conséquent sa probabilité est plus élevée dans les sections plus épaisses et les matériaux hautement résistants. b) La fissuration au réchauffage apparaît à des températures élevées lorsque la ductilité au fluage est insuffisante pour compenser les sollicitations requises aux fins de détente des contraintes appliquées ou résiduelles. c) Dans de nombreux cas, les fissures sont confinées à la zone affectée thermiquement, leur amorçage s'effectue à un certain type de concentration des contraintes, et peut agir comme un point d'amorçage d'une rupture par fatigue. d) La fissuration au réchauffage peut soit apparaître lors du traitement thermique après soudage, soit en service à haute température. Dans les deux cas, les fissures sont intergranulaires et présentent peu ou pas de déformations. e) Des particules fines de précipitats intragranulaires rendent les grains plus forts qu'aux interfaces cristallines et par conséquent la déformation en fluage est contrainte d'apparaître aux interfaces cristallines. f) Les traitements thermiques de détente des contraintes et de stabilisation des aciers inoxydables de série 300, utilisés pour améliorer la résistance à la fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures et par les acides polythioniques, peuvent poser des problèmes de fissuration au réchauffage, notamment dans les sections les plus épaisses. 4.2.19.4 Unités ou équipements affectés a) La probabilité de fissuration au réchauffage est plus élevée pour les récipients à parois épaisses dans des zones de sollicitation élevée, y compris les soudures de piquages et les canalisations de forte épaisseur. b) Les aciers à haute résistance faiblement alliés sont très sensibles à la fissuration au réchauffage. 4.2.19.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement La fissuration au réchauffage est intergranulaire et peut déboucher à la surface ou rester sous-jacente en fonction de l'état de contrainte et de la géométrie. Elle est le plus souvent observée dans les secteurs à grains grossiers de la zone affectée thermiquement de la soudure. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

4.2.19.6 Prévention / Protection a) Il convient de concevoir les configurations de joints dans les s ections de forte épaisseur de manière à réduire les sollicitations pendant le soudage et le traitement thermique après soudage. Un préchauffage approprié doit également être appliqué. b) La granulométrie influence de manière significative la ductilité à haute température et la sensibilité à la fissuration au réchauffage. Une granulométrie importante donne des zones affectées thermiquement moins ductiles qui rendent le matériau plus sensible à la fissuration au réchauffage. c) Les caniveaux métallurgiques qui résultent de l'opération de soudage sont souvent à l'origine de la fissuration de la zone affectée thermiquement (à la frontière entre la soudure et la zone affectée thermiquement).


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d) En conception et fabrication, il est conseillé d'éviter les changements abrupts de section, tels que des congés de raccordement ou des dégagements à rayon court qui donnent lieu à des concentrations de contraintes. Les lignes de soudure longues sont particulièrement sensibles au désalignement dû à des problèmes d'assemblage. 4.2.19.7 Inspection et surveillance a) Les fissures superficielles peuvent être détectées au moyen de contrôles par ultrasons et de contrôles magnétoscopiques sur les aciers au carbone et des aciers faiblement alliés. b) Les contrôles par ultrasons et le contrôle par ressuage peuvent être utilisés pour détecter les fissures dans les aciers inoxydables de série 300 et dans les alliages à base de nickel. c) Les fissures sous-jacentes sont uniquement décelables par des contrôles par ultrasons. 4.2.19.8 Mécanismes associés La fissuration au réchauffage est également désignée par le terme "fissuration de détente " et "fissuration de relaxation". 4.2.19.9 Références 1. R. Viswanathan, "Damage Mechanisms and Life Assessment of High Temperature Components," ASM International, Materials Park, OH. 2. D.N. French, "Metallurgical Failures In Fossil Fired Boilers," Second Edition, John Wiley and Sons, NY, 1993, pp. 455 -458. 3. A. Dhooge, "Survey on Reheat Cracking in Austenitic Stainless Steels and Ni Base Alloys," IIWCommission IX, Doc.IX-1876-97. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -


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4.3


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Perte d'épaisseur uniforme ou localisée

4.3.1

Corrosion galvanique

4.3.1.1 Description de l'endommagement Forme de corrosion pouvant se produire au niveau de la liaison de métaux dissemblables lorsqu'ils sont associés dans un électrolyte approprié, tel qu'un environnement humide ou aqueux ou des sols humides. 4.3.1.2 Matériau affecté Tous les métaux à l'exception de la plupart des métaux nobles. 4.3.1.3 Facteurs critiques a) Trois conditions doivent être satisfaites pour la corrosion galvanique : i) Présence d'un électrolyte ou fluide conducteur. Une phase humide ou une phase aqueuse distincte est généralement requise pour que la solution ait une conductivité suffisante. ii) Présence de deux matériaux ou alliages différents désignés comme l'anode et la cathode, en contact avec un électrolyte. iii) Une connexion électrique doit exister entre l'anode et la cathode. b) La corrosion sacrificielle du matériau le plus actif (anode) protège le matériau le plus noble (cathode). La vitesse de corrosion de l'anode est plus élevée que ce qu'elle serait si cette dernière n'était pas reliée à la cathode. c) Les différentes positions relatives types des alliages dans l'eau de mer sont indiquées dans le Tableau 44. d) Plus les alliages sont éloignés selon la classification du tableau, plus la tendance à la corrosion est élevée. e) Les surfaces exposées relatives entre l'anode et la cathode jouent un rôle significatif. i) Les vitesses de corrosion de l'anode peuvent être élevées si le rapport anode/cathode est faible. ii) La vitesse de corrosion de l'anode est moindre si le rapport anode/cathode est élevé. iii) La présence d'un couple galvanique peut requérir l'application d'un revêtement sur le matériau le plus noble. L'application d'un revêtement sur le matériau actif conduirait à l'accélération potentielle de la corrosion de l'anode au niveau des fissures dans le revêtement, sous l'effet d'une surface importante entre la cathode et l'anode. iv) Un même alliage peut agir à la fois en tant que anode et que cathode du fait des dépôts superficiels, de la calamine et/ou de l'environnement local (par exemple, un vieux tube d'acier relié à un nouveau tube d'acier). 4.3.1.4 Unités ou équipements affectés a) La corrosion galvanique peut se produire dans toute unité au sein de laquelle sont couplés un fluide conducteur et des alliages. Les échangeurs thermiques sont sensibles si le matériau du tube diffère du matériau de la plaque tubulaire et/ou des chicanes, notamment lorsqu'un refroidissement à l'eau salée est utilisé. b) Les canalisations enterrées, les pylônes support de transmission électrique et les coques de navires constituent des sources types potentielles de corrosion galvanique. 4.3.1.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La liaison de deux matériaux au niveau de raccords soudés ou boulonnés produit un endommagement. b) Le matériau le plus actif peut subir une perte d'épaisseur généralisée ou peut avoir l'aspect d'une crevasse, d'une saignée ou d'une piqûration, en fonction de l'énergie, de la conductivité et du rapport des surfaces anodique et cathodique relatives. c) La corrosion de l'anode peut être bien plus importante au point immédiatement adjacent à la connexion avec la cathode, en fonction de la conductivité de la solution (Figure 4-36 et Figure 4-37).

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4.3.1.6 Prévention / Protection a) Une conception appropriée constitue la meilleure méthode de prévention/protection. b) Il convient que des alliages différents ne soient pas en contact direct dans des environnements conducteurs à moins que le rapport de surfaces anodique/cathodique soit favorable. c) L'application de revêtements peut se révéler utile, mais il convient toutefois d'appliquer un revêtement sur le matériau le plus noble. d) Dans le cas des canalisations, la présence de manchons et de joints de boulons isolants électriques conçus à dessein peut supprimer la connexion électrique. e) La corrosion galvanique constitue le principe utilisé dans l'acier galvanisé, où la corrosion du zinc (Zn) s'effectue essentiellement pour protéger la couche d'acier au carbone sous-jacente. (En cas de fissure au niveau du revêtement galvanisé, le rapport entre une surface anodique importante et une surface cathodique faible prévient toute corrosion accélérée de l'acier). Cette relation anode-cathode s'inverse avec des températures de l'eau supérieures à environ 66°C (150°F). 4.3.1.7 Inspection et surveillance L'inspection visuelle et la mesure d'épaisseur par ultrasons constituent des méthodes très efficaces de détection de la corrosion galvanique. L'endommagement peut parfois être masqué par une tête de boulon ou de rivet. 4.3.1.8 Mécanismes associés Corrosion du sol (voir 4.3.9). 4.3.1.9 Références 1. "Corrosion Basics - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp. 33-37.

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Tableau 4-4 - Séries galvaniques dans l'eau de mer. (réf. 1) Extrémité anodique corrodée - Plus active Magnésium Alliages de magnésium Zinc Aluminium Alliages d'aluminium Acier Fonte Acier inoxydable type 410 (état actif) Ni-Résist Acier inoxydable type 304 (état actif) Acier inoxydable type 316 (état actif) Plomb Etain Nickel Laiton Cuivre Bronze Cuivre-Nickel Métal monel Nickel (état passif) Acier inoxydable type 410 (état passif) Acier inoxydable type 304 (état passif) Acier inoxydable type 316 (état passif) Titane Graphite Or Platine Extrémité cathodique protégée - Plus noble

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Métal de base

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Métal noble

Figure 4-36 - Corrosion galvanique préférentielle de l'élément le plus actif des deux matériaux.

Figure 4-37 - Corrosion galvanique d'un raccord en acier au carbone de récipient en acier inoxydable en service dans de l'eau chaude.


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4.3.2


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Corrosion atmosphérique

4.3.2.1 Description de l'endommagement Forme de corrosion due à l'association de l'humidité et des conditions atmosphériques. Les environnements marins et les environnements industriels soumis à l'humidité avec présence de contaminants atmosphériques sont les plus sévères. Les environnements ruraux secs ne sont que faiblement corrosifs.

4.3.2.2 Matériaux affectés Acier au carbone, aciers faiblement alliés et alliage cuivre-aluminium. 4.3.2.3 Facteurs critiques a) Les facteurs critiques comprennent l'emplacement physique (industriel, marin, rural) ; la teneur en eau (humidité), notamment dans le cas des installations exposées à l'humidité ou la teneur en humidité du brouillard émis par une tour de refroidissement ; la température ; la présence de sels, de composés de soufre et de saletés. b) Les environnements marins peuvent être très corrosifs (20 mpy) à l'instar des environnements industriels qui contiennent des acides ou des composés de soufre pouvant former des acides (5-10 mpy). c) Les sites intérieurs (non marins) exposés à un taux de précipitations ou d'humidité moyen sont considérés comme des environnements modérément corrosifs ( ≈ 1-3 mpy). d) Les environnements ruraux secs ont généralement des vitesses de corrosion très faibles (< 1 mpy). e) Les installations exposées à l'eau ou à l'humidité dans des crevasses sont plus enclines à une attaque corrosive. f) Les vitesses de corrosion augmentent avec la température jusqu'à environ 121°C (250°F). Au-delà de 121°C (250°F), les surfaces sont généralement trop sèches pour faire l'objet d'une corrosion sauf si elles sont isolées sous calorifuge (voir 4.3.3). g) Les chlorures, le H 2S, les cendres volantes et autres contaminants atmosphériques émis par l'eau entraînée des tours de refroidissement, cheminées de fours et autres équipements contribuent à l'accélération de la corrosion. h) Les excréments d'oiseaux peuvent également provoquer une corrosion accélérée ainsi que les taches disgracieuses. 4.3.2.4 Unités ou équipements affectés a) Les canalisations et les équipements dont les températures de service sont suffisamment faibles pour permettre la présence d'humidité. b) Un système de peintures ou de revêtements défectueux. c) Les équipements peuvent être sensibles lorsqu'ils fonctionnent selon des cycles compris entre les températures ambiantes et des températures de service supérieures ou inférieures. d) Les équipements à l'arrêt ou au repos pendant des périodes prolongées à moins qu'ils ne soient correctement protégés pour de telles périodes. e) Les réservoirs et les canalisations sont particulièrement sensibles. Les canalisations qui reposent sur des supports de tuyaux sont très exposées à une attaque corrosive du fait du piégeage de l'eau entre le tuyau et le support. f) L'orientation au vent prédominant et à la pluie peut également être un facteur de corrosion. g) Les appontements et les quais sont très exposés à une attaque. h) Les connexions bimétalliques telles que les connexions électriques cuivre et aluminium. 4.3.2.5 Aspect a) L'attaque corrosive est générale ou localisée, selon le piégeage ou non de l'humidité. b) La corrosion ou la perte d'épaisseur peut être générale en l'absence de revêtement ou en cas de défaillance de ce dernier. c) Des défaillances localisées du revêtement sont propices à la corrosion. d) Il se peut que la perte de métal ne soit pas toujours visible en dépit de la formation d'une calamine d'oxyde de fer distinctive (rouille rouge).


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4.3.2.6 Prévention / Protection La préparation des surfaces et l'application d'un revêtement approprié constituent des facteurs critiques pour la protection à long terme dans des milieux corrosifs. 4.3.2.7 Inspection et surveillance Les inspections visuelles et par ultrasons peuvent être utilisées. 4.3.2.8 Mécanismes associés Corrosion sous isolation (voir 4.3.3). 4.3.2.9 Références 1. ASM Metals Handbook, Volume 13, "Corrosion," ASM International, Materials Park, OH.


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4.3.3


4-71

Corrosion sous isolation (CUI)

4.3.3.1 Description de l'endommagement Corrosion des canalisations, récipients sous pression et éléments de structure suite au piégeage de l'eau sous isolation ou ignifugation. 4.3.3.2 Matériaux affectés Acier au carbone, aciers faiblement alliés, aciers inoxydables de série 300 et aciers inoxydables duplex. 4.3.3.3 Facteurs critiques a) La conception du système d'isolation, le type d'isolation, la température et l'environnement (humidité, précipitations et chlorures d'un environnement marin, environnements industriels contenant une teneur élevée en SO2) sont autant de facteurs critiques. b) Les systèmes et/ou installations défectueux qui permettent le piégeage de l'eau augmentent la corrosion sous isolation. c) Les vitesses de corrosion augmentent conjointement à la température des métaux jusqu'au point d'évaporation rapide de l'eau. d) La corrosion est plus importante avec des températures de métal comprise entre la température d’ébullition 100°C (212°F) et 121°C (250°F), dans laquelle il est moins probable que l'eau s'évapore et où l'isolation demeure humide plus longtemps. e) Dans les environnements marins ou dans des zones pouvant être soumises à une humidité importante, la plage de température supérieure dans laquelle peut se produire la corrosion sous isolation peut aller bien au-delà de 121°C (250°F). f) Les matériaux isolants absorbant l'humidité (mèche) peuvent représenter un problème important. g) Un fonctionnement thermique cyclique ou un service intermittent peut augmenter la corrosion. h) Les équipements qui fonctionnement en dessous du point de condensation de l'eau ont tendance à condenser l'eau sur la surface des métaux, créant ainsi un environnement humide et augmentant le risque de corrosion. i) L'endommagement est aggravé par la présence de contaminants pouvant être extraits de l'isolation, tels que les chlorures. j) Les installations situées dans des zones à fortes précipitations annuelles ou dans des environnements marins plus chauds sont davantage prédisposées à la corrosion sous isolation que les installations situées dans des zones au milieu des terres plus f roides et plus sèches. k) Les environnements qui produisent des contaminants atmosphériques tels que les chlorures (environnements marins, eau entraînée des tours de refroidissement) ou le SO 2 (émissions de cheminée) peuvent accélérer la corrosion. 4.3.3.4 Unités ou équipements affectés a) Le carbone et les aciers faiblement alliés sont sujets à la piqûration et à la perte d'épaisseur. b) Les aciers inoxydables des séries 300, 400 et duplex sont sujets à la piqûration et à la corrosion localisée. c) Les aciers inoxydables de série 300 sont également sujets à la fissuration due à la corrosion sous tension (SCC) en présence de chlorures, alors que les aciers inoxydables duplex sont moins sensibles. 4.3.3.5 Unités ou équipements affectés a) Problèmes liés à l'emplacement Les surfaces communes concernées des unités de traitement sont les zones à humidité excessive telles que les surfaces sous le vent des tours de refroidissement ou à proximité des évents de vapeur, des installations de déluge, des vapeurs acides ou des systèmes de refroidissement complémentaires avec pulvérisation d'eau. b) Problèmes liés à la conception i) La corrosion sous isolation peut se produire sur les équipements comportant une isolation, des écrans pare-vapeur, une étanchéification par joints ou par mastic endommagée, voire des discontinuités au niveau de l'isolation ou des extrémités de l’isolation telles que les brides. ii) Les équipements comportant des cerces de support de calorifuge soudées directement sur la paroi du récipient (sans jour suffisant) ; particulièrement autour des attaches pour échelles et plates-formes, ainsi que les oreilles de levage, les piquages et les anneaux renfort.

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iii) Les canalisations ou les équipements dont le système de traçage à la vapeur est endommagé ou présente une fuite. iv) L'endommagement localisé des systèmes de peintures et/ou couches. v) Les endroits de collecte naturelle de l'humidité/eau (drainage par gravité) avant évaporation (anneau support de calorifuge sur un équipement vertical) et ignifugation non correctement terminée. vi) Le premier mètre d'un tube horizontal adjacent à la partie inférieure d'un parcours vertical constitue une zone de corrosion sous isolation type. 4.3.3.6 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Une fois la couche isolante retirée des aciers carbone ou faiblement alliés, l'endommagement par corrosion sous isolation se présente souvent sous la forme d'un oxyde lâche et écailleux recouvrant l'élément corrodé. L'endommagement peut être très localisé (Figure 4-38 et Figure 4-39). b) Dans certains cas restreints, la corrosion peut se révéler être une piqûration de type "furoncle" (généralement due à un système de peintures/revêtements défectueux). c) Les aciers inoxydables de série 300, notamment avec des isolants anciens en silicate de calcium (dont on sait qu'ils contiennent des chlorures), peuvent faire l'objet d'une piqûration localisée et d'une fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures. d) Des signes révélateurs de l’état de l’isolation et un endommagement des peintures/revêtements accompagnent souvent la corrosion sous calorifuge. 4.3.3.7 Prévention / Protection a) Dans la mesure où la majorité des matériaux de construction utilisés dans les installations sont sensibles à la corrosion sous isolation, la meilleure protection est réalisée par l'utilisation de peintures/revêtements appropriés et la maintenance du dispositif isolation/étanchéité/écrans pare-vapeur afin de prévenir toute pénétration d'humidité. b) Les revêtements de haute qualité, correctement appliqués, peuvent assurer une protection à long terme. c) Une attention toute particulière doit être accordée au choix des matériaux isolants. Les matériaux en verre cellulaire à cellules fermées retiennent moins d'eau, au contact de la paroi du récipient / canalisation, que la laine minérale et sont potentiellement moins corrosifs. d) Il convient d'utiliser une isolation à faible teneur en chlorures avec les aciers inoxydables de série 300 afin de réduire au minimum la possibilité d'une piqûration et d'une fissuration sous contrainte. e) Il n'est généralement pas possible de modifier les conditions de fonctionnement. Il convient toutefois de prendre en considération le retrait de l'isolation de l'équipement lorsque les pertes thermiques ne sont pas significatives. f) Il convient de fonder le plan d'inspection de la corrosion sous isolation sur une méthode structurée et systématique en commençant par une prévision/analyse, puis en examinant les méthodes les plus effractives. Le plan d'inspection doit tenir compte de la température de service, du type et de l'âge/état du revêtement ; du type et de l'âge/état du matériau isolant. Il est possible d'intégrer une hiérarchisation supplémentaire à partir d'une inspection physique de l'équipement, en recherchant les signes de dégradation de l’isolation, du mastic et/ou produit d'étanchéité, les traces de pénétration d'eau et de rouille au niveau des zones de drainage par gravité autour de l'équipement. g) Utiliser plusieurs techniques d'inspection pour obtenir la méthode la plus efficace, y compris : i) le retrait partiel et/ou complet de l'isolation pour un examen visuel. ii) un contrôle par ultrasons pour la vérification de l'épaisseur. iii) une analyse aux rayons X des profils en temps réel (pour les canalisations de petit diamètre). iv) des techniques de rétrodiffusion par neutrons pour l'identification de l'isolation humide. v) une inspection par courants de Foucault à forte pénétration (peut être automatisée à l'aide d'une chenille robotisée). vi) une thermographie par infrarouge afin de déterminer l'isolation humide et/ou l'isolation endommagée, ainsi que toute absence d'isolation sous la chemise. vii) un contrôle ultrasons par ondes guidées. 4.3.3.8 Mécanismes associés Corrosion atmosphérique (voir 4.3.2), oxydation (voir 4.4.1) et fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures (voir 4.5.1).


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4.3.3.9 Références 1. API Publication 581, "Risk-Based Inspection – Base Resource Document ," American Petroleum Institute, Washington, D.C. 2. NACE Standard RP0198, "The Control of Corrosion Under Thermal Insulation, and Fireproofing - A Systems Approach", NACE International, Houston, TX. 3. W.I. Pollock and C.N. Steely, "Corrosion Under Wet Thermal Insulation," NACE International, Houston, TX, 1990.

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Figure 4-38 - Corrosion sous isolation d'un support de niveau en acier au carbone

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ACCUMULATEUR DE DEPROPANISEUR SUPPORT DE NIVEAU P115504

Figure 4-39 - Image radiographique du support de niveau en acier au carbone de la Figure 4-38


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4.3.4


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Corrosion par l'eau de refroidissement

4.3.4.1 Description de l'endommagement Corrosion généralisée ou localisée des aciers au carbone et autres métaux due aux sels, gaz et composés organiques dissous ou à l'activité microbiologique. 4.3.4.2 Matériaux affectés Acier au carbone, toutes nuances d'acier inoxydable, de cuivre, d'aluminium, de titane et d'alliages à base de nickel. 4.3.4.3 Facteurs critiques a) La corrosion par l'eau de refroidissement et l'encrassement sont étroitement liés et doivent être pris en considération conjointement. La température du fluide, le type d'eau (douce, saumâtre, eau salée) et le type de système de refroidissement (à passage unique, à circulation ouverte et à circulation fermée), la teneur en oxygène et les vitesses d'écoulement du fluide constituent autant de facteurs critiques. b) L'augmentation des températures de sortie de l'eau de refroidissement et/ou des températures d'entrée côté traitement a tendance à augmenter les vitesses de corrosion ainsi que la tendance à l'encrassement. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

c) L'augmentation de la teneur en oxygène a tendance à augmenter les vitesses de corrosion de l'acier au carbone. d) Si la température côté traitement est supérieure à 60°C (140°F), Une possibilité d’entartrage existe avec de l'eau douce et il devient d’autant plus probable que la températures du procédé et la température d'entrée de l'eau de refroidissement augmentent. Des températures de sortie de l'eau saumâtre et de l'eau salée supérieures à 46°C (115°F ) environ peuvent entraîner un entartrage important. e) L'encrassement peut être provoqué par des dépôts minéraux (dureté), du limon, des matières organiques en suspension, des produits de corrosion, de la calamine, des salissures et de la prolifération microbiologique. f) Il convient que les vitesses de corrosion soient suffisamment élevées pour réduire au minimum l'encrassement ainsi que les dépôts, sans toutefois provoquer une érosion. Les limites des vitesses de corrosion dépendent du matériau constitutif des tubes et de la qualité de l'eau. g) Des vitesses peu élevées peuvent favoriser une plus grande corrosion. Des vitesses inférieures à environ 1 m/s (3 pieds/seconde) sont susceptibles d'entraîner un encrassement, une sédimentation et une corrosion accrue des circuits d'eau douce et saumâtre. Une corrosion accélérée peut également être due à des points morts ou à des zones stagnantes si l'eau de refroidissement est utilisée du côté calandre des condenseurs/refroidisseurs plutôt que du côté tube (préférentiel). h) Les aciers inoxydables de série 300 peuvent subir une piqûration, une corrosion caverneuse et une fissuration due à la corrosion sous tension dans les circuits d'eau douce, d'eau saumâtre et d'eau salée. i) Les alliages de cuivre/zinc peuvent subir une dézincification dans les mêmes circuits. Ils peuvent également subir une fissuration due à la corrosion sous tension en présence d’ammoniac ou de composés ammoniaqués dans l'eau ou du côté traitement. j) L'acier au carbone ERW peut subir une corrosion importante au niveau des soudures et/ou des zones affectées thermiquement dans l'eau douce et/ou l'eau saumâtre. k) Lorsqu'il est relié à un matériau plus anodique, le titane peut subir une importante fragilisation par hydruration. Ce problème est observé généralement à des températures supérieures à 82°C (180°F) mais peut également l'être à des températures inférieures. 4.3.4.4 Unités ou équipements affectés La corrosion par l'eau de refroidissement est une source de préoccupation dans le cas des échangeurs thermiques refroidis à l'eau et des tours de refroidissement utilisés dans toutes les applications industrielles quelles qu'elles soient. 4.3.4.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion par l'eau de refroidissement peut entraîner de nombreuses formes différentes d'endommagement, y compris une corrosion généralisée, une piqûration (Figure 4-40), une corrosion microbiologique, une fissuration due à la corrosion sous tension et un encrassement. b) La présence d'oxygène dissous résulte en une corrosion généralisée ou uniforme de l'acier au carbone. c) La corrosion localisée peut être due à une corrosion sous dépôts, une corrosion caverneuse ou une corrosion induite par les développement microbiologiques. d) Les dépôts ou les crevasses peuvent entraîner une corrosion sous dépôts ou une corrosion caverneuse des matériaux affectés.


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e) Une corrosion onduleuse ou douce au niveau des piquages d'entrée/sortie et des orifices d'ent rée des tubes peut être due à l’écoulement, à une érosion ou à une abrasion. f) Une corrosion au niveau des zones soudées ERW se présente sous la forme de saignées le long des lignes de fusion de soudures. g) Une analyse métallurgique des échantillons de tubes peut se révéler nécessaire pour confirmer le mode de défaillance. 4.3.4.6 Prévention / Protection a) La corrosion par l'eau de refroidissement (et l'encrassement) peuvent être évités par une conception, une utilisation et un traitement chimique appropriés des circuits d'eau de refroidissement. b) Conception prévue pour des températures d'entrée côté traitement inférieures à 57°C (135°F). c) Les vitesses minimale et maximale de débit de l'eau doivent être maintenues, notamment dans les circuits d'eau salée. d) Une amélioration des composants métallurgiques des échangeurs thermiques peut se révéler nécessaire pour une meilleure résistance, notamment dans les eaux présentant une teneur en chlorures élevée, une vitesse peu élevée, des températures de traitement élevées et/ou une composition chimique médiocre. e) Il convient d'effectuer un nettoyage mécanique périodique des diamètres intérieurs et extérieurs des tubes afin de maintenir des surfaces de transfert de chaleur propres. f) Il convient, à de rares exceptions près, que l'eau de refroidissement se situe côté tube afin de réduire au minimum les zones stagnantes. 4.3.4.7 Inspection et surveillance a) Il convient de surveiller dans l'eau de refroidissement les variables qui affectent la corrosion et l'encrassement y compris le pH, la teneur en oxygène, les cycles de concentration, le résiduel biocide, l'activité biologique, les températures de sortie de l'eau de refroidissement, la contamination par les hydrocarbures et les fuites de traitement. b) Un calcul régulier des facteurs U (mesure des performances des échangeurs thermiques) permet d'obtenir des informations sur l’entartrage et l'encrassement. c) Des débitmètres à ultrasons peuvent être utilisés pour vérifier la vitesse de l'eau dans les tubes. d) Inspection des tubes par courant de Foucault ou système d'inspection interne par sonde rotative. e) Coupe des tubes représentatifs. 4.3.4.8 Mécanismes associés La corrosion d'origine microbiologique (voir 4.3.8), la fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures (voir 4.5.1) et la corrosion galvanique (voir 4.3.1). 4.3.4.9 Références 1. T.J. Tvedt, Jr., "Cooling Water Systems," NACE Course Book on Corrosion Control in the Refining Industry, NACE International, Houston, TX, 1999. 2. H.M. Herro and R.D. Port, "NALCO Guide to Cooling Water System Failure Analysis," McGraw-Hill, Inc., NY, 1991, pp. 259-263.

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Figure 4-40 - Corrosion à l'eau de refroidissement sur le diamètre intérieur d'un tube d'échangeur thermique en acier au carbone fonctionnant à 30°C (86°F).

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4.3.5


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Corrosion par l'eau d'alimentation des chaudières et par les condensats

4.3.5.1 Description de l'endommagement Corrosion généralisée et piqûration du circuit de chaudière et des canalisations de retour des condensats. 4.3.5.2 Matériaux affectés Essentiellement l'acier au carbone, certains aciers faiblement alliés, certains aciers inoxydables de série 300 et certains alliages cuivreux 4.3.5.3 Facteurs critiques a) La corrosion observée dans les circuits d'eau d'alimentation de chaudière et de retour des condensats est généralement le résultat de gaz dissous, oxygène et dioxyde de carbone. b) La concentration du gaz dissous (oxygène et dioxyde de carbone), le pH, la température, la qualité de l'eau d'alimentation et le système de traitement spécifique de l'eau d'alimentation constituent les facteurs critiques. c) La protection contre la corrosion de la chaudière s'effectue par l'application et le maintien permanent d'une couche de Fe 3O4 (magnétite) de protection. d) Le traitement chimique de l’entartrage et de contrôle des dépôts doit être adapté et coordonné à l'action du réducteur d’oxygène pour le service d'eau spécifique et le système de traitement de l'eau d'alimentation de la chaudière. e) La fissuration due à la corrosion sous tension des alliages Cu-Zn par l’ammoniac peut se produire du fait de la présence d'hydrazine, d'amines de neutralisation ou de composés ammoniacaux. 4.3.5.4 Unités ou équipements affectés La corrosion peut se produire dans le système de traitement externe, l’équipement de dégazage, les conduites d'eau d'alimentation, les pompes, les réchauffeurs étagés et les économiseurs, ainsi que dans le système de production de vapeur à la fois côté eau et côté combustion, et dans le circuit de retour des condensats.

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4.3.5.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion due à l'oxygène tend à être un endommagement de type piqûration pouvant apparaître en tout point du système même si seules de très petites quantités échappent au traitement de dégazage. L'oxygène est particulièrement agressif dans des appareils tels que des réchauffeurs fermés et des économiseurs dans lesquels la montée en température de l'eau est rapide. b) La corrosion dans le circuit de retour des condensats est généralement due au dioxyde de carbone bien que certains problèmes de piqûration à l'oxygène puissent être observés si le dégazage n'est pas approprié. La corrosion par le dioxyde de carbone présente généralement la forme d'une rainure lisse dans paroi du tube. 4.3.5.6 Prévention / Protection a) Les traitements de déoxygénation comprennent généralement du sulfite de sodium catalysé ou de l'hydrazine selon le niveau de pression du système et le bon fonctionnement du dégazeur. Une teneur résiduelle du réducteur d’oxygène sera entraînée dans le système de production de vapeur afin de traiter toute entrée d'oxygène en aval du dégazeur. b) Si le programme de traitement de l’entartrage / de contrôle des dépôts / d'entretien de la magnétite ne réduit pas au minimum la teneur en dioxyde de carbone dans le circuit de retour des condensats, un traitement d'inhibition par les amines peut se révéler nécessaire. 4.3.5.7 Inspection et surveillance a) L'analyse de l'eau constitue l'outil de surveillance courant utilisé pour s'assurer que les divers systèmes de traitement sont satisfaisants. Les paramètres pouvant être soumis à une surveillance afin de déceler les signes de dysfonctionnement comprennent le pH, la conductivité, le biocide chloré ou résiduel, ainsi que les matières totales dissoutes permettant de déterminer les fuites sous la forme de composés organiques. b) Il n'existe aucune méthode d'inspection proactive autre que l'élaboration d'un programme approprié lorsque des problèmes tels que la rupture d'un tube de chaudière ou des fuites de condensats sont identifiés dans les différentes parties constitutives des circuits complexes d'eau de chaudière et de condensats. c) Il est possible d'évaluer les problèmes de fissuration du dégazeur hors fonctionnement, au moment des arrêts, à l'aide d'un contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente.


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4.3.5.8 Mécanismes associés Corrosion par CO 2 (voir 4.3.6), fatigue par corrosion (voir 4.5.2), et érosion/érosion-corrosion (voir 4.2.14). 4.3.5.9 Références 1. "Betz Handbook of Industrial Water Conditioning," Eighth Edition, Betz Laboratories, Inc., PA, 1980. 2. R.D. Port and H.M. Herro, "The NALCO Guide To Boiler Failure Analysis," McGraw Hill, NY, 1991.

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4.3.6


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Corrosion par le dioxyde de carbone (CO 2)

4.3.6.1 Description de l'endommagement La corrosion par le dioxyde de carbone (CO 2) se produit lorsque le CO 2 se dissout dans l'eau pour former de l'acide carbonique (H 2CO3). L'acide peut réduire le pH et des quantités suffisantes peuvent favoriser une corrosion généralisée et/ou une piqûration de l'acier au carbone. 4.3.6.2 Matériaux affectés Aciers au carbone et aciers faiblement alliés. 4.3.6.3 Facteurs critiques a) La pression partielle du CO 2, le pH et la température constituent des facteurs critiques. b) L'augmentation des pressions partielles du CO 2 entraîne une réduction du pH du condensat et une augmentation des vitesses de corrosion. c) La corrosion se produit dans la phase liquide, bien souvent aux points de condensation du CO 2 à partir de la phase vapeur. d) L'augmentation des températures contribue à l'augmentation de la vitesse de corrosion jusqu'au point d'évaporation du CO 2. e) L'augmentation du niveau de chrome dans les aciers ne contribue à aucune amélioration importante de la résistance en dessous d'un niveau minimal de 12%. 4.3.6.4 Unités ou équipements affectés a) Les circuits d'eau d'alimentation de la chaudière et des condensats de toutes les unités sont affectés. b) Les flux gazeux issus des convertisseurs à la vapeur des installations de fabrication d’hydrogène peuvent également être affectés. La corrosion se produit généralement lorsque le courant d'émission chute en dessous du point de rosée, approximativement à une température de 149°C (300°F). Des vitesses de corrosion de 1000 mpy ont été observées. c) Les circuits de tête des régénérateurs des installations d'élimination du CO 2 sont affectés. 4.3.6.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Amincissement localisé et/ou piqûration de l'acier au carbone (Figure 4-41, Figure 4-42 et Figure 4-43). b) L'acier au carbone peut subir une piqûration et des saignées profondes dans les zones de turbulence (Figure 4-44). c) La corrosion se produit généralement dans les zones de turbulence et d'impact, et parfois à la base des soudures de canalisation. 4.3.6.6 Prévention / Protection a) Les inhibiteurs de corrosion peuvent réduire cette dernière dans les circuits de condensats de vapeur. Des inhibiteurs en phase vapeur peuvent être requis pour assurer une protection contre les vapeurs en phase de condensation. b) Une augmentation de la valeur du pH des condensats au-dessus de 6 peut réduire la corrosion dans les circuits de condensats de vapeur. c) Les aciers inoxydables de série 300 sont très résistants à la corrosion dans la plupart des applications. Une amélioration sélective des aciers inoxydables est généralement nécessaire dans les unités fonctionnelles conçues pour produire et/ou éliminer du CO 2 (telles que les installations de production d'hydrogène et les unités d'élimination du CO 2). d) Les circuits de condensats de vapeur sont confrontés à des problèmes dus à la présence de CO 2, qui sont généralement le résultat de problèmes d’exploitation. e) Les aciers inoxydables de série 400 et les aciers inoxydables duplex sont également résistants. 4.3.6.7 Inspection et surveillance a) Il convient que les méthodes de contrôle par inspection visuelle, contrôle par ultrasons et contrôle radiographique se concentrent sur la perte d'épaisseur générale et locale là où de l’eau sous forme liquide est attendue. b) La corrosion préférentielle des joints de soudure peut nécessiter un contrôle par ultrasons avec palpeur d’angle ou un contrôle radiographique.

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c) La corrosion peut se produire le long de la surface inférieure du tuyau en cas de phase aqueuse distincte, au niveau de la surface supérieure du tuyau en cas d'une condensation dans les circuits de gaz humide, ainsi que dans les zones d'écoulement turbulent au droit des coudes et des raccords en Té. d) Contrôle des analyses de l'eau (pH, Fe, etc.) afin de déterminer les modifications des conditions de fonctionnement. 4.3.6.8 Mécanismes associés Corrosion par les eaux de chaudière et les condensats (voir 4.3.5) et fissuration par les carbonates (voir 5.1.2.5). 4.3.6.9 Références 1. "NACE Course Book on Corrosion Control in the Refining Industry, NACE International, Houston, TX,1999. 2. L. Garverick, "Corrosion in the Petrochemical Industry," ASM International, Materials Park, OH, 1994. 3. H.M. Herro and R.D. Port, "NALCO Guide to Cooling Water System Failure Analysis," McGraw-Hill, Inc., NY, 1991, pp. 259-263. ` , , ` , ` , , ` , , ` ` , , , ` , , ` -


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Figure 4-41 - Corrosion par le dioxyde de carbone d'une canalisation de production de pétrole et de gaz en acier au carbone.

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Figure 4-42 - Vue agrandie des piqûres de corrosion de la Figure 4-41.


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Figure 4-43 - Corrosion par le dioxyde de carbone d'un raccord de canalisation en acier au carbone dans de l'eau contaminée par du CO 2.

Figure 4-44 - Vue intérieure du raccord de la Figure 4-43.

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4.3.7


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Corrosion au point de rosée du gaz de combustion

4.3.7.1 Description de l'endommagement a) Les espèces soufrées et chlorées présentes dans le combustible forment du dioxyde de soufre, du trioxyde de soufre et du chlorure d'hydrogène dans les produits de combustion. b) A des températures suffisamment basses, ces gaz et la vapeur d'eau présente dans le gaz de combustion se condensent pour former de l'acide sulfureux, de l'acide sulfurique et de l'acide chlorhydrique qui peuvent entraîner une corrosion sévère. 4.3.7.2 Matériaux affectés L'acier au carbone, les aciers faiblement alliés et les aciers inoxydables de série 300. 4.3.7.3 Facteurs critiques a) La concentration de contaminants (soufre et chlorures) dans le combustible et la température de service des surfaces métalliques en contact le gaz de combustion déterminent la probabilité et la gravité de la corrosion. b) Dans la mesure où tous les combustibles contiennent une certaine quantité de soufre, d'acide sulfurique et d'acier sulfureux, une corrosion au point de rosée peut se produire si les températures des métaux sont inférieures au dit point. c) Le point de rosée de l'acide sulfurique dépend de la concentration en trioxyde de soufre dans le gaz de combustion, mais est généralement d'environ 138°C (280°F). d) De façon similaire, le point de rosée de l'acide chlorhydrique dépend de la concentration du chlorure d'hydrogène. Il correspond généralement à environ 54°C (130°F). 4.3.7.4 Unités ou équipements affectés a) Toutes les parties des fours procédé et des chaudières qui brûlent des combustibles contenant du soufre sont susceptibles de subir une corrosion au point de rosée par l'acide sulfurique. b) Les chaudières de récupération (HRSG) comportant des réchauffeurs d'eau d'alimentation en acier inoxydable de série 300 peuvent subir une fissuration due à la corrosion sous tension du fait de la présence des chlorures côté gaz (OD) lorsque la température de l'eau d'admission est inférieure au point de rosée de l'acide chlorhydrique. c) Les réchauffeurs d'eau d'alimentation en acier inoxydable de série 300 des chaudières de récupération sont exposés à un risque potentiel si l'atmosphère de la turbine de combustion comprend du chlore. L'eau entraînée des tours de refroidissement qui utilisent des biocides chlorés peut pénétrer dans la turbine de combustion et donner lieu à un endommagement potentiel des réchauffeurs d'eau d'alimentation. 4.3.7.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion par l'acide sulfurique observée sur les économiseurs ou autres éléments en acier au carbone ou en acier faiblement allié prend la forme d'une corrosion généralisée, souvent associée à des piqûres peu profondes et larges, selon la manière dont l'acide sulfurique se condense. b) Dans le cas des réchauffeurs d'eau d'alimentation en acier inoxydable de série 300 des chaudières de récupération, la fissuration due à la corrosion sous tension présente des fissures débouchant à la surface et l'aspect général en est quelque peu craquelé. 4.3.7.6 Prévention / Protection a) Maintenir les surfaces métalliques à l'arrière des chaudières et des réchauffeurs à combustible fossile audessus de la température de corrosion au point de rosée de l'acide sulfurique. b) Eviter, dans le cas des chaudières de récupération, d'utiliser des réchauffeurs d'eau d'alimentation en acier inoxydable de série 300 si l'environnement est susceptible de contenir des chlorures. c) Un endommagement similaire se produit dans les chaudières à fioul lorsque les unités sont rincées à l'eau afin d'éliminer les cendres si le rinçage ne neutralise pas les sels acides. Il convient d'ajouter du carbonate de sodium au rinçage comme solution basique pour neutraliser les constituants acides des cendres. 4.3.7.7 Inspection et surveillance a) Les mesures d'épaisseur de paroi par ultrasons permettent de surveiller la corrosion généralisée au niveau des tubes de l'économiseur.

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b) Une inspection visuelle ou un contrôle par ressuage permet de déterminer la fissuration due à la corrosion sous tension de l'acier inoxydable de série 300. 4.3.7.8 Mécanismes associés A basses températures, l'acide chlorhydrique peut se condenser et favoriser la corrosion des aciers au carbone par l'acide chlorhydrique (voir 5.1.1.4) et la fissuration due à la corrosion sous tension des aciers inoxydables de série 300 par les chlorures (voir 4.5.1). 4.3.7.9 Références th 1. "Steam - Its Generation and Use" 40 Edition, Babcock & Wilcox, 1992. 2. "Combustion Fossil Power Systems," Third Edition, Combustion Engineering, CT, 1981. 3. H. Thielsch, "Defects And Failures In Pressure Vessels and Piping," Krieger Publishing Co., NY, 1977. 4. R.D. Port and H.M. Herro, "The NALCO Guide To Boiler Failure Analysis," McGraw Hill, NY, 1991. 5. D.N. French, "Metallurgical Failures In Fossil Fired Boilers," John Wiley & Sons, Publishers, Inc., NY. 1993. 6. B. Dooley and W. McNaughton, "Boiler Tube Failures: Theory and Practice," EPRI, CA, 1995.

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4.3.8


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Corrosion d’origine microbiologique (MIC)

4.3.8.1 Description de l'endommagement Forme de corrosion due aux organismes vivants tels que les bactéries, les algues ou les champignons. Elle est souvent associée à la présence de pustules ou de substances organiques visqueuses. 4.3.8.2 Matériaux affectés La plupart des matériaux de construction courants y compris l'acier au carbone et les aciers faiblement alliés, les aciers inoxydables des séries 300 et 400, l'aluminium, le cuivre et certains alliages à base de nickel. 4.3.8.3 Facteurs critiques a) La corrosion microbiologique se produit généralement dans les environnements ou les services aqueux comportant toujours ou parfois de l'eau, notamment lorsque des conditions d'écoulement stagnant ou faible permettent et/ou facilitent la croissance de microorganismes. b) Du fait de leur diversité, les organismes peuvent survivre et se développer dans des conditions sévères y compris en l'absence d'oxygène, de lumière ou d'obscurité, à des degrés de salinité élevés, à des pH compris entre 0 et 12, et à des températures comprises entre -17 °C et 113°C (0°F et 235°F). c) Il est possible d'inoculer les systèmes par l'introduction d'organismes qui se multiplient et se diffusent à moins qu'ils ne soient contrôlés. d) Différents organismes se développent sur différentes substances nutritives y compris les substances inorganiques (par exemple soufre, ammonium, H 2S) et les substances organiques (par exemple hydrocarbures, acides organiques). Par ailleurs, la croissance de tous les organismes requiert une source de carbone, d'azote et de phosphore. e) La fuite vers l'intérieur de contaminants de procédé tels que les hydrocarbures ou le H 2S peut entraîner une augmentation massive de l'encrassement biologique et de la corrosion. 4.3.8.4 Unités ou équipements affectés a) La corrosion microbiologique se produit le plus souvent dans les échangeurs thermiques, l'eau de fond des réservoirs de stockage, les canalisations à écoulement stagnant ou faible et les canalisations en contact avec certains sols. b) La corrosion microbiologique se produit également dans les équipements où l'eau utilisée dans le test hydraulique n'a pas été évacuée ou lorsque les équipements ont été laissés à l'extérieur sans aucune protection. c) Les réservoirs de stockage de produits et les échangeurs thermiques refroidis à l'eau de toute unité dans laquelle l'eau de refroidissement ne fait pas l'objet d'un traitement approprié peuvent être affectés. d) Les systèmes d'incendie peuvent être affectés. 4.3.8.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion microbiologique se produit généralement sous la forme d'une piqûration localisée sous des dépôts ou des pustules qui protègent les organismes. b) L'endommagement se caractérise souvent par des microvides dans des piqûres de l'acier au carbone ou par des cavités superficielles dans l'acier inoxydable (Figure 4-45 à Figure 4-50). 4.3.8.6 Prévention / Protection a) L'eau est nécessaire à la croissance des microbes. Il convient de traiter les systèmes contenant de l'eau (eau de refroidissement, réservoirs de stockage, etc.) avec des biocides tels que le chlore, le brome, l'ozone, le rayonnement ultraviolet ou les composés industriels. b) Une application appropriée des biocides permet de contrôler mais non d'éliminer les microbes de sorte qu'un traitement permanent se révèle nécessaire. c) Maintenir des vitesses d'écoulement au-dessus des niveaux minimum. Réduire au minimum les zones à écoulement faible ou les zones stagnantes. d) Il convient que les systèmes non conçus ou non destinés à contenir de l'eau demeurent propres et secs. e) Evacuer le plus rapidement possible l'eau utilisée lors des tests hydrauliques. Sécher à l'air chaud et prévenir toute pénétration d'humidité. f) Le revêtement et la mise sous protection cathodique des structures enterrées se révèlent efficaces dans la prévention de la corrosion microbiologique.


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g) L'élimination effective des organismes existants nécessite la suppression complète des dépôts et des organismes en utilisant une combinaison d'opérations de grattage, de grenaillage, de nettoyage chimique et de traitement biocide. h) Ajouter des biocides à la phase aqueuse dans les réservoirs de stockage. i) Entretenir les revêtements internes des réservoirs de stockage. 4.3.8.7 Inspection et surveillance a) Dans les circuits d'eau de refroidissement, l'efficacité du traitement est vérifiée par une mesure des résidus biocides et du nombre de bactéries, ainsi que par l'aspect visuel. b) Des sondes spéciales ont été conçues pour contrôler les traces visibles d'encrassement pouvant précéder ou correspondre à l'endommagement par corrosion microbiologique. c) Une baisse des performances d'un échangeur thermique peut indiquer un encrassement et un endommagement éventuel par corrosion microbiologique. d) La présence d'une eau nauséabonde peut être le signe de problèmes. 4.3.8.8 Mécanismes associés Corrosion par l'eau de refroidissement (voir 4.3.4). 4.3.8.9 Références 1. D.H. Pope and J.G. Stoecker, "Process Industries Corrosion - The Theory and Practice," NACE International, Houston, TX, 1986, pp 227-235. 2. T.J. Tvedt, Jr., "Cooling Water Systems," NACE Course Book on Corrosion Control in the Refining Industry , NACE International, Houston, TX, 1999. 3. S.C. Dexter, "Biologically Induced Corrosion," NACE Proceedings of the International Conference on Biologically Induced Corrosion, 10 - 12 June 1985, NACE International, Houston, TX, 1986.

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Figure 4-45 - Piqûres de corrosion sur le diamètre intérieur d'une canalisation de 40 cm ( ≈ 6 pouces) en acier au carbone transportant du brut acide, après 2,5 années de service. La largeur des piqûres est d'environ 2,5 à 5 cm (1 à deux pouces). On notera l'effet de halo de la Figure 4-46.

Figure 4-46 - Canalisation de la Figure 4-45.On notera l'effet de halo.

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Figure 4-47 - Canalisation de pétrole avec endommagement par corrosion microbiologique sous les pustules.

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Figure 4-48 - Même canalisation de pétrole que la Figure 4-47. Piqûres hémisphériques caractéristiques de la corrosion microbiologique visible après grenaillage pour retirer la calamine.


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Figure 4-49 - Rupture due à des piqûres de corrosion sur des tubes d'échangeur thermique en acier inoxydable de type 304, du côté enveloppe, fonctionnant pendant 2,5 années dans de l'eau de refroidissement sans traitement biocide.

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Figure 4-50 - Coupe du tube de la Figure 4-49 montrant un tunnelage subsurfacique sévère, caractéristique de la corrosion microbiologique.


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4.3.9


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Corrosion par le sol

4.3.9.1 Description de l'endommagement La dégradation des métaux exposés aux sols est appelée corrosion par le sol. 4.3.9.2 Matériaux affectés Acier au carbone, fonte et fonte ductile. 4.3.9.3 Facteurs critiques a) La gravité de la corrosion par le sol est déterminée par de nombreux facteurs comprenant la température de service, l'humidité et la disponibilité en oxygène, la résistivité du sol (état et caractéristiques du sol), le type de sol (drainage de l'eau), l'homogénéité du sol (variation du type de sol), la protection cathodique, le drainage par les courants vagabonds, le type, l'âge et l'état du revêtement. b) Un seul paramètre ne peut être utilisé pour déterminer la corrosivité du sol. En revanche, un certain nombre de caractéristiques doivent être combinées afin d'estimer la corrosion dans un sol particulier, tel que précisé dans les normes ASTM STP 741, API RP 580 et Publ 581. c) La résistivité du sol permet fréquemment d'évaluer sa corrosivité, principalement parce qu'elle est facile à mesurer. La résistivité du sol est liée au taux d'humidité du sol et aux électrolytes dissous dans l'eau du sol. d) Les sols ayant un taux d'humidité élevé, des concentrations élevées de sel dissous et une acidité élevée sont généralement les plus corrosifs. e) Les zones d'interface sol-air sont souvent bien plus sensibles à la corrosion que le reste de la structure en raison de l'humidité et de la disponibilité de l'oxygène (Figure 4-51). f) L'augmentation des vitesses de corrosion est conjointe à celle de la température des métaux. g) Les autres facteurs qui affectent la corrosion par le sol comprennent la corrosion galvanique, les sols non homogènes, les courants vagabonds, les piles de corrosion par aération différentielle et la corrosion microbiologique. 4.3.9.4 Unités ou équipements affectés a) Les canalisations et les équipements souterrains ainsi que les réservoirs enterrés et les fonds des réservoirs de stockage aériens (Figure 4-52). b) Structures métalliques soutenues par le sol (Figure 4-53). 4.3.9.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion par le sol se traduit sous forme d'amincissement externe avec des pertes ponctuelles dues à la piqûration. La gravité de la corrosion dépend des conditions locales du sol et des modifications de l'environnement immédiat le long de la surface métallique des équipements. b) Un revêtement de protection en mauvais état est un signe indicateur de tout endommagement potentiel dû à la corrosion. 4.3.9.6 Prévention / Protection La corrosion par le sol de l'acier au carbone peut être réduite au minimum par l'utilisation d'un remblai spécial, d’un revêtements et d’une protection cathodique. La combinaison d'un revêtement anticorrosion et d'un système de protection cathodique constitue la protection la plus efficace. 4.3.9.7 Inspection et surveillance a) La méthode la plus couramment utilisée pour surveiller les structures souterraines consist e à mesurer le potentiel structure - sol à l'aide d'électrodes de référence spécifiques à proximité de la structure (corrigé en tenant compte de l'erreur de chute de tension ohmique). Il convient de réaliser et de contrôler la protection cathodique conformément à la norme NACE RP 0169. b) Il existe de nombreuses méthodes de contrôle des composants métalliques enterrés ou au niveau du sol. Les canalisations peuvent être examinées par des dispositifs de contrôle en ligne ou des mesures de l'épaisseur par onde ultrasonore guidées, de manière indirecte par des essais de pression ou de manière visuelle par évaluation. Des méthodes identiques ou similaires peuvent être utilisées sur d'autres structures.


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4.3.9.8 Mécanismes associés Corrosion galvanique (voir 4.3.1). 4.3.9.9 Références 1. API Publication 581, Risk-Based Inspection – Base Resource Document , Second Edition, American Petroleum Institute, Washington, D.C. 2. Peabody, A.W., "Control of Pipeline Corrosion", NACE International, Houston, TX, 1967. 3. Morgan, John, "Cathodic Protection," NACE International, Houston, TX, 1987. 4. O'Day, D. Kelly, "External Corrosion in Distribution Systems," AWWA Journal , October, 1989. 5. Parker, Marshall E., "Pipe Line Corrosion and Cathodic Protection," Gulf Publishing Company, TX, 1954. 6. Romanoff, M., "Underground Corrosion," NACE International, Houston, TX, 1997. 7. Jones, Denny A., "Principles and Prevention of Corrosion," McMillan Publishing Co., NY, 1992. 8. Herbert H. Uhlig, "Corrosion Handbook," John Wilkey and Sons, Inc., 1948. 9. EDM Services, Inc., "Hazardous Liquid Pipeline Risk Assessment," California State Fire Marshal, Pipeline Safety Division, CA, 1993. 10. NACE RP 0169, Standard Recommended Practice: Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems. NACE International, Houston, TX. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -


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Figure 4-51 - Corrosion d'une canalisation en acier au carbone à l'interface sol-air, à l'endroit où la canalisation émerge du sol.

Figure 4-52 - Coupons extraits du fond d'un réservoir de stockage de condensats en acier non protégé, après 3 ans de service. La surface externe est indiquée.

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Figure 4-53 - Coupe à l'emplacement (A) montrant une corrosion sévère. Les flèches indiquent un point qui avait l'épaisseur initiale.


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4.3.10 Corrosion caustique 4.3.10.1 Description de l'endommagement Corrosion localisée due à la concentration des sels caustiques ou alcalins se produisant généralement dans des conditions d’évaporation ou de transfert de chaleur élevée. Une corrosion généralisée peut toutefois également se produire selon la force de la solution alcaline ou caustique. 4.3.10.2 Matériaux affectés Essentiellement l'acier au carbone, les aciers faiblement alliés et l'acier inoxydable de série 300. 4.3.10.3 Facteurs critiques La présence de produits caustiques (NaOH ou de KOH) constitue le principal facteur contributif. Exemples de sources caustiques : a) un produit caustique est parfois ajouté aux flux procédés comme agent de neutralisation ou comme réactif. b) de la soude caustique est parfois ajoutée délibérément à l'eau d'alimentation des chaudières à faibles concentrations ou peut y pénétrer de manière non intentionnelle lors de la régénération des résines de déminéralisation. c) les sels alcalins peuvent également pénétrer dans les flux de procédé par l'intermédiaire de fuites au niveau des condenseurs ou des équipements de procédé. d) certaines unités de traitement utilisent des solutions caustiques pour neutraliser ou éliminer les composés de soufre. e) un mécanisme de concentration est nécessaire pour obtenir une forte basicité. f) la solution caustique peut se concentrer du fait d’une ébullition incontrôlée, de l'évaporation et de la formation de dépôts. 4.3.10.4 Unités ou équipements affectés a) La corrosion caustique est bien souvent associée aux chaudières et aux équipements de génération de vapeur y compris les échangeurs thermiques. b) Des effets de concentration similaire d'une solution caustique peuvent se produire lorsque cette dernière est ajoutée à une charge d'unité de traitement du brut. c) Une corrosion localisée accélérée peut se produire dans les échangeurs de préchauffage, les tubes de four et les conduites de transfert quand la solution caustique n’est pas correctement mélangée au flux de pétrole. d) Les unités qui utilisent une solution caustique pour éliminer les composés de soufre des effluents. 4.3.10.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Endommagement généralement caractérisé par une perte de métal localisée pouvant apparaître sous forme de rainures dans un tube de chaudière ou par des zones amincies localement sous des dépôts isolants (Figure 4-54 et Figure 4-55). b) Les dépôts peuvent remplir des creux corrodés et masquer l'endommagement situé en dessous. Il peut se révéler nécessaire de vérifier l'état des surfaces suspectes à l'aide d'un instrument acéré. c) Un rainurage localisé peut se produire sur la ligne d'eau où se concentrent des substances corrosives. Ce phénomène peut prendre la forme d'une saignée périphérique dans les tubes verticaux. d) Dans le cas des tubes horizontaux ou inclinés, la rainure peut apparaître à la partie supérieure du tube ou prendre la forme de saignées longitudinales sur les côtés opposés du tube. e) L'exposition à une solution caustique de concentration élevée peut entraîner une corrosion généralisée de l'acier au carbone au-delà d'une température de 79°C (175°F) ainsi que des vitesses de corrosion très élevées au-delà de 93°C (200°F). 4.3.10.6 Prévention / Protection a) Une conception appropriée constitue la meilleure prévention contre la corrosion caustique des équipements de génération de vapeur. L'endommagement peut être réduit au minimum par une diminution de la quantité de soude caustique libre, en s'assurant d'une injection d'eau et d'un débit d'eau adéquats ainsi que d'une gestion appropriée du brûleur afin de réduire au minimum les points chauds des tubes de four, ainsi qu’en minimisant toute entrée de produit alcalin conduisant à la formation de sel dans les condenseurs

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b) Sur les équipements procédés, il convient de concevoir les dispositifs d’injection de soude pour permettre un bon mélange et une bonne dispersion afin d’éviter la concentration de la soude sur des surfaces métalliques chaudes. c) L'acier au carbone et les aciers inoxydables de série 300 présentent une corrosion rapide dans les solutions de soude caustique de concentration élevée au-delà d'une température d'environ 66°C (150°F). L'alliage 400 et certains autres alliages à base de nickel présentent des vitesses de corrosion bien inférieures. 4.3.10.7 Inspection et surveillance a) Dans le cas des équipements de procédé, les mesures d'épaisseur par ultrasons permettent de détecter et de surveiller la corrosion généralisée due à un produit caustique. Toutefois, les pertes ponctuelles dues à une corrosion caustique peuvent être difficiles à localiser. b) Il convient de contrôler les points d'injection conformément à la norme API 570. c) Un contrôle ultrasons par balayage (scanning) ainsi qu'un contrôle radiographique peuvent être utilisés. d) Il peut se révéler nécessaire d'effectuer une inspection visuelle des équipements de génération de vapeur au moyen d'un endoscope. 4.3.10.8 Mécanismes associés La corrosion caustique est également appelée rainurage caustique ou rainurage ductile. Un mécanisme associé est désigné par le terme perte d’ébullition nucléée (DNB) tel que détaillé dans le cadre de la caléfaction (voir 4.2.11). 4.3.10.9 Références 1. ASM Metals Handbook , "Failure Analysis and Prevention," Volume 11, ASM International, Materials Park, OH. 2. R.D. Port and H.M. Herro, "The NALCO Guide To Boiler Failure Analysis," McGraw-Hill, Inc., NY, 1991, pp. 58-70.


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Figure 4-54 - Dépôts sur le diamètre intérieur d'un tube de chaudière en acier au carbone endommagé par corrosion caustique.

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Figure 4-55 - Coupe du tube de la Figure 4-53 montrant une attaque localisée due à la corrosion caustique.


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4.3.11 Attaque sélective 4.3.11.1 Description de l'endommagement a) L'attaque sélective est un mécanisme de corrosion sélective dont un ou plusieurs constituants d'un alliage font l'objet d'une corrosion préférentielle produisant ainsi une structure à densité réduite (soumise à une attaque sélective) souvent poreuse. b) La défaillance des composants peut se produire subitement et de manière inattendue du fait de l'altération significative des propriétés mécaniques du matériau subissant une attaque sélective. 4.3.11.2 Matériaux affectés Essentiellement les alliages de cuivre (laiton, bronze, étain) ainsi que l'alliage 400 et la fonte. 4.3.11.3 Facteurs critiques a) Les facteurs qui influencent l'attaque sélective comprennent la composition de l'alliage et les conditions d'exposition y compris la température, le degré d'aération, le pH et la durée d'exposition. b) L'attaque sélective se produit avec plusieurs alliages différents mais est généralement limitée à des combinaisons alliage-environnement très spécifiques. c) Il est souvent difficile de définir les conditions précises dans lesquelles se produit l'attaque sélective et un endommagement peut apparaître de façon progressive après plusieurs années de service. d) Les exemples courants d'attaque sélective effective sont énumérés dans le Tableau 4-5. 4.3.11.4 Unités ou équipements affectés a) Canalisations en fonte souterraines exposées à certains types de sols. b) Dans les applications avec de l'eau de refroidissement, la tubulure des échangeurs thermiques (laiton, laiton Al) est susceptible de faire l'objet d'une attaque sélective dans certaines applications avec de l'eau saumâtre et de l'eau de mer, mais bien souvent les plaques tubulaires subissent un endommagement significatif. Des problèmes peuvent également apparaître dans certains réseaux d'alimentation en eau douce ou en eau domestique, ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

c) Les réseaux de canalisations d'eau d'alimentation de chaudière et les éléments en aval de la chaudière peuvent subir une attaque sélective y compris les pompes en bronze, les tamis en métal monel et les raccords de manomètre en laiton. 4.3.11.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'élimination d'un élément de l'alliage entraîne souvent un changement de couleur significatif ou un aspect d'attaque profonde (corrodé). Toutefois, selon l'alliage, il est possible que l'aspect extérieur du matériau affecté ne soit pas notable lors d'une inspection visuelle, même en cas de dégradation sur toute l'épaisseur de paroi. b) L'attaque peut être uniforme sur toute la coupe (en couche) ou peut être localisée (conique) (Figure 4-56 et Figure 4-57). c) Dans certains cas, bien que le matériau d'origine fasse l'objet d'une attaque sélective complète, l'élément ne présente virtuellement aucune modification dimensionnelle ou autre changement visible. 4.3.11.6 Prévention / Protection a) Il est souvent difficile de prévoir si les conditions existantes facilitent l'attaque sélective dans un environnement ou un service particulier, de sorte que l 'on doit connaître la sensibilité de certains alliages, ainsi que les conséquences éventuelles. b) Il est parfois possible d'améliorer la résistance à l'attaque sélective par l'ajout de certains éléments d'alliage de sorte qu'un alliage similaire de composition différente peut être résistant. Par exemple, l'étain a tendance à inhiber l'attaque sélective des alliages de cuivre ; le laiton amirauté est inhibé par l'ajout d'une très faible quantité de phosphore, d'antimoine ou d'arsenic ; et la désaluminisation de l'alliage aluminium-bronze peut être évitée par un traitement thermique permettant de générer une microstructure α et β. c) Il est possible de se prévenir de la dégradation d'un élément ayant subi une attaque sélective uniquement en modifiant les conditions d'exposition ou en lui substituant un matériau résistant. d) La protection cathodique ou les revêtements anticorrosion peuvent être efficac es selon la combinaison alliage-environnement.


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4.3.11.7 Inspection et surveillance a) De nombreux alliages changent de couleur au niveau de la zone affectée ; il peut toutefois se révéler nécessaire d'éliminer la couche dégradée afin de déterminer la profondeur de l'attaque. b) L'attaque sélective des laitons se traduit visuellement par une couleur cuivrée rouge se substituant à la couleur laiton jaune. c) La corrosion graphitique de la fonte lui confère une couleur gris anthracite, et le matériau peut être découpé ou rainuré à l'aide d'un couteau. d) Un examen métallographique peut se révéler nécessaire pour confirmer l'étendue de l'endommagement. e) Une réduction de dureté significative peut accompagner l'attaque sélective, bien que les zones affectées puissent être localisées. f) Des méthodes acoustiques (perte de "son métallique") et l’absorption des ultrasons peuvent être appliquées, par contre les mesures d’épaisseurs par US sont inefficaces. g) Lors d’une analyse de l'aptitude au service (FFS) des éléments sujets à une attaque sélective, il convient de prendre en compte le fait que la partie ayant subi l’attaque peut être fragile et ne contribue que faiblement ou pas du tout à la résistance mécanique ou à la capacité de charge. 4.3.11.8 Mécanismes associés a) Il est souvent fait référence à l'attaque sélective par l'élément supprimé, comme dans le cas de la dézincification, la déstannification, la dénickélisation, la désaluminisation et la corrosion graphitique. Il est également fait référence à l'attaque sélective en termes de corrosion sélective. b) La corrosion graphitique affecte les fontes et est décrite plus en détail en 4.3.12. 4.3.11.9 Références 1. ASM Metals Handbook , Volume 13, "Corrosion," ASM International, Materials Park, OH. 2. A. Cohen, "Copper and Copper-Base Alloys," Process Industries Corrosion - The Theory and Practice , NACE International, Houston, TX, 1986. 3. R.D. Port and H.M. Herro, "The NALCO Guide To Boiler Failure Analysis," McGraw-Hill, Inc., NY, 1991, pp. 259-263. 4. ASM Metals Handbook , "Failure Analysis and Prevention," Volume 11, ASM International, Materials Park, OH.

Tableau 4-5 - Combinaisons des alliages et de l'environnement sujets à l'attaque sélective. (réf. 1) Alliage Laitons (>15% Zn) * Fonte grise

Environnement De nombreuses eaux, notamment stagnantes Sols, de nombreuses eaux

Bronze d'aluminium Acide fluorhydrique, acides avec ions chlorures, (principalement w/> 8% AI) eau de mer Bronzes au silicium Vapeur à haute température et espèces acides Bronzes d'étain Saumure ou vapeur chaude Alliages cuivre nickel (70-30) Flux calorifique élevé et faible vitesse du courant Monel Acide fluorhydrique et autres acides *L'étendue de la dézincification augmente avec la teneur en zinc.

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Elément supprimé Zinc (dézincification) Fonte (corrosion graphitique) Aluminium (désaluminisation) Silicium (désiliconage) Etain (déstannification) Nickel (dénickélisation) Nickel (dénickélisation)

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Figure 4-56 - Coupe d'une turbine de pompe en alliage laiton-au silicium C87500 utilisée dans de l'eau d'incendie stagnante. La dézincification en couche a épuisé le zinc et a laissé cette couleur rouge poreuse typique du cuivre. Agrandissement 50x

Figure 4-57 - Zone de dénickélisation d'un robinet à boisseau en métal monel (au niveau de l'orifice), due à une contamination par l'oxygène dans de l'acide fluorhydrique chaud.

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4-101

4.3.12 Corrosion graphitique 4.3.12.1 Description de l'endommagement a) Les fontes comportent des particules de graphite enchâssées dans une matrice en fonte. La corrosion graphitique est une forme d'attaque sélective dans laquelle la matrice en fonte est corrodée en laissant des produits de corrosion et un graphite poreux. b) L'attaque génère une structure poreuse avec une perte de résistance, de ductilité et de densité. Elle se produit généralement dans des conditions stagnantes avec un pH faible, notamment en contact avec des sols ou des eaux ayant une teneur élevée en sulfates. 4.3.12.2 Matériaux affectés La fonte grise principalement, mais également les fontes malléables et à graphite sphéroïdale sont sujettes à une corrosion graphitique. Les fontes malléables et à graphite sphéroïdale ont toutefois tendance à s'effriter lorsqu'elles font l'objet d'une attaque. La fonte blanche ne subit pas ce type d'endommagement du fait de l'absence de graphite libre. 4.3.12.3 Facteurs critiques a) La corrosion graphitique se produit avec plusieurs types d'alliages de fonte différents, mais est généralement limitée à des combinaisons microstructure-environnement très spécifiques. Les facteurs qui influencent la corrosion graphitique comprennent la composition de l'alliage et les conditions d'exposition y compris la température, le degré d'aération, le pH et la durée d'exposition. b) L'endommagement se produit en présence d'humidité ou d'une phase aqueuse, généralement en dessous de 93°C (200°F). c) La progression de l'endommagement peut s'effectuer sur plusieurs mois ou années mais sa gravité peut s'accroître en cas de chute du pH. La plus grande partie de l'endommagement se produit dans des conditions stagnantes en présence de concentrations élevées de sulfates. d) Le graphite est cathodique pour la matrice en fonte. Cette dernière fait l'objet d'une corrosion préférentielle et assure la protection cathodique du graphite dans certaines eaux ou certains sols conducteurs. e) La corrosion graphitique peut affecter les éléments adjacents en provoquant une corrosion galvanique. 4.3.12.4 Unités ou équipements affectés La corrosion graphitique peut se produire dans l'eau douce, l'eau salée, les eaux de mine, les acides dilués, ainsi que dans les canalisations souterraines et les équipements d'eau d'alimentation des chaudières. Les exemples types incluent les canalisations d'eau d'alimentation, les pompes (y compris les impulseurs de pompe), les vannes et les canalisations enterrées en fonte. Les systèmes d'incendie sont particulièrement vulnérables. 4.3.12.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'endommagement peut être généralisé ou peut également se produire dans des zones localisées dans lesquelles la majorité des éléments n'est pas affectée. b) Il se peut que l'endommagement ne soit pas visible lors d'une inspection visuelle même en cas de dégradation de toute l'épaisseur de paroi. c) Les zones endommagées sont lisses et peuvent être facilement rainurées à l'aide d'un couteau ou d'un outil à main. d) Un examen métallographique peut se révéler nécessaire pour confirmer l'étendue de l'endommagement (Figure 4-58 à Figure 4-61). 4.3.12.6 Inspection et surveillance a) Les mesures ultrasons ne constituent pas une méthode appropriée de détection de l'endommagement. b) Des méthodes acoustiques (perte de "son métallique") et d’atténuation ultrasonore peuvent être appliquées. c) Une réduction significative de la dureté peut accompagner l'attaque sélective bien que les zones affectées puissent être localisées. 4.3.12.7 Prévention / Protection a) Il est souvent difficile de prévoir si les conditions d'exposition entraîneront cette forme d'attaque sélective dans un environnement ou un service particulier. Il doit être tenu compte de la sensibilité potentielle des fontes.


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b) La corrosion graphitique interne peut être prévenue par l'application de revêtements simples et/ou de revêtements en béton. c) La corrosion graphitique externe peut être évitée par l'application de revêtements extérieurs ou d'une protection cathodique dans des sols extrêmement corrosifs. 4.3.12.8 Mécanismes associés Egalement connue sous le vocable corrosion sélective, la corrosion graphitique est une forme d'attaque sélective (voir 4.3.11) des fontes. Il convient de ne pas la confondre avec la graphitisation, qui est la décomposition des carbures à des températures élevées (voir 4.2.1). 4.3.12.9 Références 1. R.D. Port and H.M. Herro, "The NALCO Guide To Boiler Failure Analysis," McGraw-Hill, Inc., NY, 1991, pp. 259-263. 2. ASM Metals Handbook , "Failure Analysis and Prevention," Volume 11, ASM International, Materials Park, OH. 3. ASM Metals Handbook , "Corrosion," Volume 13, ASM International, Materials Park, OH.

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Figure 4-58 - Coupe d'une canalisation de drain en fonte grise montrant la corrosion graphitique débouchante de couleur noirâtre, s'étendant des deux côtés. On notera la fissure débouchante au bas de la canalisation.

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Figure 4-59 - Coupe d'une canalisation en fonte grise avec corrosion graphitique provenant du diamètre extérieur. (Point B).


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Figure 4-60 - Vue agrandie de la zone non affectée "A", illustrée à la Figure 4-59.

Figure 4-61 - Vue agrandie de l'endommagement de la zone "B" illustrée à la Figure 4-59


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4.4 4.4.1


4-105

Corrosion à haute température [204°C (400°F)] Oxydation

4.4.1.1 Description de l'endommagement a) L'oxygène réagit avec l'acier au carbone et autres alliages à haute température en convertissant le métal en couche d’oxyde. b) L'oxygène est le plus souvent présent dans l'air environnant (approximativement 20%) et est utilisé pour la combustion dans les fours à combustible fossile et dans les chaudières. 4.4.1.2 Matériaux affectés a) Tous les matériaux à base de fer y compris l'acier au carbone et les aciers faiblement alliés, à la fois coulés et corroyés. b) Tous les aciers inoxydables des séries 300 et 400, ainsi que les alliages à base de nickel, s'oxydent également à des degrés divers, selon la composition et la température. 4.4.1.3 Facteurs critiques a) La température des métaux et la composition de l'alliage constituent les principaux facteurs qui influencent l'oxydation à haute température. b) L'oxydation de l'acier au carbone devient significative au-delà d'environ 538°C (1000°F). Les vitesses de perte de métal augmentent avec l'augmentation de la température. c) En général, la teneur en chrome du matériau permet de déterminer la résistance de l'acier au carbone et des autres alliages. L'augmentation de la teneur en chrome produit un oxyde plus protecteur. Les aciers inoxydables de série 300 résistent à l'écaillage jusqu'à environ 816°C (1500°F). Voir Tableau 4-6. 4.4.1.4 Unités ou équipements affectés L'oxydation se produit au niveau des fours à combustible fossile et des chaudières ainsi que d'autres équipements de combustion, canalisations et instruments qui fonctionnent dans des environnements à haute température, lorsque les températures des métaux dépassent environ 538°C (1000°F). 4.4.1.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La plupart des alliages, y compris les aciers au carbone et les aciers faiblement alliés, subissent un amincissement général du fait de l'oxydation. Généralement, la surface extérieure de l'élément est recouverte d’oxyde, selon la température et la durée d'exposition (Figure 4-62, Figure 4-63 et Figure 464). b) Les aciers inoxydables de série 300 et les alliages de nickel sont généralement recouverts d'un oxyde sombre très mince à moins qu'ils ne soient exposés à des températures extrêmement élevées ou les vitesses de perte de métal sont excessives. 4.4.1.6 Prévention / Protection a) La modification de l'alliage pour obtenir un alliage plus résistant assure une résistance maximale à l'oxydation. b) Le chrome est le premier élément d'alliage qui affecte la résistance à l'oxydation. D'autres éléments d'alliage, y compris le silicium et l'aluminium, sont efficaces mais leurs concentrations sont limitées en raison des effets défavorables sur les propriétés mécaniques. Ces derniers sont souvent utilisés dans les alliages spéciaux pour des applications telles que les supports de brûleur, les becs de brûleur et les éléments des équipements de combustion. 4.4.1.7 Inspection et surveillance a) Il convient de surveiller les conditions d’exploitation afin d'établir des tendances pour les équipements soumis à haute température pouvant faire l'objet d'une oxydation. b) L'utilisation de thermocouples de peau de tube et/ou de la thermographie infrarouge permet de contrôler les températures. c) Les mesures d’épaisseur par ultrasons permettent généralement de déterminer la perte d'épaisseur due à l'oxydation. ` , , ` , ` , , ` , , ` ` , , , ` , , ` -


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4.4.1.8 Mécanismes associés L'endommagement par oxydation auquel il est fait référence dans la présente section est dû à l’oxydation des surfaces. Certains mécanismes d'endommagement entraînent une oxydation interne ne relevant pas du domaine d'application du présent document. 4.4.1.9 Références 1. API Publication 581, Risk-Based Inspection – Base Resource Document , Second Edition, American Petroleum Institute, Washington, D.C. 2. J. Gutzeit et al., "Corrosion in Petroleum Refining and Petrochemical Operations", ASM Metals Handbook , Volume 13, ASM International, OH, 1987, pp. 1262-1288. 3. "Corrosion Basics - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp. 276-288.

Tableau 4-6 - Estimation des vitesses de corrosion relatives à l'oxydation. (Réf. 1) Vitesse de corrosion (mpy) Température maximale du métal °C (°F) Matériau de construction

900-950 (482570°C)

Acier au carbone 1 ¼ Cr 2 1/4 5Cr 7Cr 9Cr 12 Cr Acier inox. de série 304 Acier inox. de série 309 acier inox. de série 310/HK 800H/HP

2 2 1 1 1 1 1 1

9511000 (511538°C) 4 3 1 1 1 1 1 1

10011050 (538566°C) 6 4 2 1 1 1 1 1

10511100 (556593°C) 9 7 4 2 1 1 1 1

11011150 (594621°C) 14 12 9 4 1 1 1 1

11511200 (622649°C) 22 18 14 6 2 1 1 1

12011250 (649677°C) 33 30 24 15 3 1 1 1

12511300 (677704-°C) 48 46 41 35 6 2 1 1

13011350 (705732°C) 65 17 5 3 1

13511400 (733760°C) 37 11 8 2

14011450 (761788°C) 60 23 15 3

14511500 (788816°C) 40 30 4

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

2

3

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

2

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

2

Vitesse de corrosion (mpy) Température maximale du métal °C (°F) Matériau de constructi on

1501-1550 (816843°C)

16011650 (872899°C)

16511700 (899927°C)

17011750 (927954°C)

17511800 (955982°C)

18011850 (9831010°C)

18511900 (10111038°C)

19011950 (10381066°C)

19512000 (10671093°C)

20012050 (10941121°C)

20512160 (11221149°C)

21012150 (11491177°C)

-

15511600 (844871°C ) -

Acier au carbone 1%Cr 2¼ 5Cr 7Cr 9Cr 12 Cr Acier inox. de série 304 Acier inox. de série 309 Acier inox. de série 310/HK 800H/HP

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-

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60 50 6

9

13

18

25

35

48

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4

6

8

10

13

16

20

30

40

50

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3

4

5

7

8

10

13

15

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23

27

31

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3

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6

8

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13

17

21

27

33

41

50

60

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Figure 4-62 - Oxydation d'un écrou en acier au carbone sur un goujon en acier inoxydable à 704°C (1300°F). ` , , ` , ` , , ` , , ` ` , , , ` , , ` -

Figure 4-63 - Oxydation d'une grille en acier au carbone provenant d'un réacteur au soufre.


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Figure 4-64 - Oxydation du diamètre extérieur d'une canalisation en acier au carbone sur la ligne de transfert d'un four.

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4.4.2


4-109

Sulfuration

4.4.2.1 Description de l'endommagement Corrosion de l'acier au carbone et des autres alliages résultant de leur réaction avec des composés soufrés dans des environnements à haute température. La présence d'hydrogène accélère la corrosion. 4.4.2.2 Matériaux affectés a) Tous les matériaux à base de fer y compris l'acier au carbone et les aciers faiblement alliés, ainsi que les aciers inoxydables des séries 300 et 400. b) Les alliages à base de nickel sont également affectés à différents degrés selon la composition, notamment la teneur en chrome. c) Les alliages à base de cuivre forment du sulfure à des températures inférieures à celles observées dans le cas de l'acier au carbone. 4.4.2.3 Facteurs critiques a) La composition des alliages, la température et la concentration des composés soufrés corrosifs constituent les principaux facteurs qui influencent la sulfuration. b) La sensibilité d'un alliage à la sulfuration est déterminée par sa capacité à former des dépôts de sulfure protecteurs. c) La sulfuration des alliages à base de fonte débute généralement à des températures de métal supérieures à 260°C (500°F). Les effets caractéristiques d'une augmentation de la température, de la teneur en chrome et de la teneur en soufre suite à une perte de métal sont illustrés à la Figure 4-65 et à la Figure 4-66. d) En général, la teneur en chrome du matériau permet de déterminer la résistance des alli ages à base de fer et de nickel. L'augmentation de la teneur en chrome augmente la résistance à la sulfuration de manière significative. Les aciers inoxydables de série 300, tels que les types 304, 316, 321 et 347, sont très résistants dans la plupart des environnements de procédé de raffinage. Les alliages à base de nickel sont similaires aux aciers inoxydables en ce sens que des niveaux similaires de chrome assurent une résistance semblable à la sulfuration. e) Le pétrole brut, le charbon et d'autres hydrocarbures contiennent du soufre à des concentrations diverses. De nombreux éléments différents contenant du soufre constituent la teneur totale en soufre. f) La sulfuration est due principalement à H 2S et aux autres espèces sulfureuses réactives suite à la décomposition thermique des éléments de soufre à des températures élevées. Certains éléments de soufre réagissent plus rapidement pour former de l’H 2S. Prévoir les vitesses de corrosion sur la seule base du pourcentage de soufre en poids peut conduire à des résultats erronés. g) La présence d'une couche de sulfures à la surface de l'élément offre divers degrés de protection selon l'alliage et l'agressivité du fluide procédé. 4.4.2.4 Unités ou équipements affectés a) La sulfuration se produit dans les canalisations et les équipements soumis à des environnements à température élevée où sont traités des fluides contenant du soufre. b) Les zones communes concernées sont les unités de traitement du brut, de craquage catalytique en lit fluidisé, de cokéfaction, de dépression, de viscoréduction et d'hydrotraitement. c) Les fours alimentés au pétrole, au gaz, au coke et à la plupart des autres sources de combustible peuvent être affectés selon les niveaux de soufre présent dans le combustible. d) Les chaudières et les équipements à haute température exposés à des gaz contenant du soufre peuvent être affectés. 4.4.2.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion, selon les conditions de service, se présente le plus souvent sous la forme d'un amincissement uniforme, mais peut également se produire sous la forme d'une corrosion localisée ou d'un endommagement par érosion-corrosion à vitesse élevée. b) Un dépôt de sulfure recouvre généralement la surface des éléments. Les dépôts peuvent être épais ou minces selon l'alliage, la corrosivité du flux, les vitesses d'écoulement du fluide et la présence de contaminants (Figure 4-67).


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4.4.2.6 Prévention / Protection a) L'adoption d'un alliage à teneur en chrome plus élevée permet généralement d'assurer une résistance à la sulfuration. b) Les canalisations et les équipements en acier inoxydable calmé ou plaqué de série 300 ou 400 peuvent fournir une résistance significative à la corrosion. c) Un traitement par diffusion d'aluminium des éléments en acier faiblement allié est parfois utilis é pour réduire les taux de sulfuration et réduire au minimum la formation de dépôts ; il ne peut toutefois offrir une protection complète. Les grilles support de catalyseur en acier inoxydable de la série 300 des réacteurs d’hydrotraitement peuvent également faire l'objet d'un traitement visant à prolonger leur durée de vie. 4.4.2.7 Inspection et surveillance a) Il convient de surveiller les conditions de procédé eu égard à l'augmentation des températures et/ou la modification des niveaux de soufre. b) L'utilisation de thermocouples de peau de tube et/ou de la thermographie infrarouge permet de contrôler les températures. c) Des mesures externes d’épaisseur par ultrasons et une radiographie des profils permettent de détecter les signes visibles d'amincissement. d) Des programmes d'identification positive des matériaux (PMI) proactifs et rétroactifs permettent de vérifier les alliages et de contrôler les mélanges d'alliages sur les services où de la sulfuration est attendue. 4.4.2.8 Mécanismes associés La sulfuration est également désignée par le vocable corrosion par le soufre. La sulfuration à haute température en présence d'hydrogène est traitée au 5.1.1.5. 4.4.2.9 Références 1. H.F. McConomy, "High Temperature Sulfidic Corrosion in Hydrogen-Free Environments," API Proceedings, Vol. 43, (III), pp. 78-96, 1963. 2. J. Gutzeit, "High Temperature Sulfidic Corrosion of Steels", Process Industries Corrosion - The Theory and Practice," NACE International, Houston, TX, 1986, pp. 171-189. 3. ASM Metals Handbook , "Corrosion in Petroleum Refining and Petrochemical Operations," Volume 13, ASM International, Materials Park, OH. 4. E. B Backenstow et al, "High Temperature Hydrogen Sulfide Corrosion", CORROSION , Vol. 12, No. 1, 1956, pp 6t-16t. 5. NACE Task Group 176, Draft Report, "Overview of Sulfidic Corrosion in Petroleum Refining", NACE International, Houston, TX, 2003.

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4-111

Teneur en soufre : 0,5 % du poids

) n a / s e m è i l l i m ( n o i s o r r o c e d e s s e t i V

Acier au carbone

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Acier inoxydable 18/8

Température (en °F) Figure 4-65 - Courbes McConomy modifiées montrant les effets caractéristiques de la température sur la sulfuration à haute température des aciers ordinaires et inoxydables. (réf. 3)


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s d i o p u d % n e , e r f u o s n e r u e n e T

Multiplicateur des vitesses de corrosion Figure 4-66 - Multiplicateur des vitesses de corrosion de la Figure 4-65 sur la base des différentes teneurs en soufre du fluide du procédé. (réf. 3)

Figure 4-67 - Défaillance par sulfuration d'un coude de canalisation.


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4.4.3


4-113

Carburation

4.4.3.1 Description de l'endommagement Le carbone est absorbé dans un matériau à une température élevée lorsqu'il est en contact avec une matière carbonée ou un environnement carburant. 4.4.3.2 Matériaux affectés Acier au carbone et aciers faiblement alliés, aciers inoxydables des séries 300 et 400, aciers inoxydables moulés, alliages à base de nickel avec teneur en fer significative (par exemple alliages 600 et 800) et alliages HK/HP. 4.4.3.3 Facteurs critiques a) Les trois conditions suivantes doivent être satisfaites : ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

i) Exposition à un environnement carburant ou à une matière carbonée. ii) Température suffisamment élevée pour permettre la diffusion de carbone dans le métal [généralement au-dessus de 593°C (1100°F)]. iii) Matériau sensible.

b) Les conditions favorables à la carburation incluent une activité du carbone en phase gazeuse élevée (hydrocarbures, coke, gaz riches en CO, CO 2, méthane, éthane) et faible potentiel-oxygène (O 2 minimum ou vapeur). c) Au départ, le carbone se diffuse dans l'élément à une vitesse élevée, puis diminue progressivement à mesure de l'augmentation de la profondeur de carburation. d) Dans les aciers au carbone et les aciers faiblement alliés, le carbone réagit pour former une structure dure et fragile qui peut se fissurer ou s'écailler si elle est soumise à un refroidissement. e) Les aciers inoxydables de série 300 sont plus résistants que l'acier au carbone et que les aciers faiblement alliés du fait de leur plus grande teneur en chrome et en nickel. f) La carburation peut entraîner la perte de ductilité au fluage à haute température, la perte des propriétés mécaniques à température ambiante (spécifiquement ténacité/ductilité), la perte de la soudabilité et de la résistance à la corrosion. 4.4.3.4 Unités ou équipements affectés a) Les tubes des fours à combustible fossile représentent le type le plus courant d'équipements sensibles à la carburation dans les environnements mentionnés ci-dessus. b) Les dépôts de coke constituent une source de carbone pouvant favoriser la carburation, notamment au cours des cycles de décokéfaction lorsque les températures dépassent les températures de service normales, ce qui accélère la carburation. c) La carburation se produit parfois dans les tubes de four des reformeurs catalytiques et des unités de cokéfaction ou autres fours où se pratique le décokage à la vapeur/air. d) La carburation se produit également dans les fours de pyrolyse à l'éthylène et dans les fours de reformage à la vapeur. Une carburation significative se produit au cours des cycles de décokéfaction. 4.4.3.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La profondeur de carburation peut être confirmée par examen métallographique. b) Une augmentation de la dureté et une perte de ductilité importantes permettent de confirmer la carburation. c) Dans une phase plus avancée, une augmentation du volume de l'élément affecté peut apparaître. d) Une modification (augmentation) du niveau de ferromagnétisme peut se produire dans certains alliages. e) La carburation entraîne la formation de carbures métalliques qui épuisent la matrice environnante de l'élément formant des carbures.


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4.4.3.6 Prévention / Protection a) Sélectionner des alliages ayant une résistance adéquate à la carburation, y compris les alliages formant une couche résistante d’oxyde ou de sulfures (silicium et aluminium). b) Réduire l'activité du carbone de l'environnement par l'adoption de températures inférieures et de pressions partielles oxygène/soufre supérieures. Le soufre inhibe la carburation et est souvent ajouté au flux procédé en faibles quantités dans les unités de craquage à la vapeur/gaz dans les oléfines et dans les unités d’hydrodéalkylation thermique. 4.4.3.7 Inspection et surveillance a) Il est difficile de contrôler la carburation dans les premières phases de l'attaque. Lorsque les surfaces côté procédé sont accessibles, il est possible de recourir à des essais de dureté et à un contrôle métallographique sur le terrain. Des essais destructifs d'échantillons et des méthodes de contrôle magnétoscopique (courant de Foucault) ont également été utilisés. b) Des méthodes de contrôle fondées sur la détermination de niveaux de ferromagnétisme accrus (perméabilité magnétique) sont également utiles pour les alliages paramagnétiques utilisés pour la première fois (alliages austénitiques). Les oxydes superficiels peuvent toutefois interférer sur les résultats. c) Dans les phases avancées de la carburation, lorsque des fissures sont apparues, le contrôle radiographique, le contrôle par ultrasons et certaines méthodes de contrôle magnétoscopique peuvent être utilisés. 4.4.3.8 Mécanismes associés Le paragraphe 4.4.5 traite d'une forme sévère de carburation appelée "metal dusting". 4.4.3.9 Références 1. ASM Metals Handbook , Volume 13, "Corrosion," ASM International, Materials Park, OH. 2. Dr. Hans J. Grabke, "Carburization," Part 1: State-of-the-Art Review; Part 2: Best Practices for Testing Alloys, MTI Publication No 52.

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Figure 4-68 - Carburation (zones sombres) d'un tube HP modifié d'un four à éthylène après 3 années de service à 1038°C (1900°F).

Figure 4-69 - Microphotographie de la coupe d'un cyclone en acier 304H d'un cokeur en lit fluidisé montrant une carburation de surface après 24 ans de service. Agrandissement 35x

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4.4.4


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Décarburation

4.4.4.1 Description de l'endommagement Etat dans lequel l'acier perd une certaine résistance du fait de l'élimination de carbone et de carbures, laissant uniquement une matrice en fer. La décarburation se produit au cours de l'exposition à des températures élevées, lors d'un traitement thermique, suite à l'exposition à des incendies ou après l'utilisation dans un service à haute température dans un environnement gazeux. 4.4.4.2 Matériaux affectés Aciers au carbone et aciers faiblement alliés. 4.4.4.3 Facteurs critiques a) La durée, la température et l'activité du carbone du fluide procédé constituent les facteurs critiques. b) Le matériau doit être exposé à une phase gazeuse ayant une faible activité du carbone de sorte que le carbone dans l'acier se diffuse à la surface pour réagir avec les constituants de la phase gazeuse. c) L'étendue et la profondeur de la décarburation sont fonction de la température et de la durée d'exposition. d) Généralement, une décarburation peu profonde peut réduire la résistance du matériau mais n'a aucun effet préjudiciable sur les performances globales de l'élément. Elle indique toutefois que l'acier peut avoir fait l'objet d'un chauffage excessif et laisse supposer l'existence éventuelle d'autres effets (par exemple décarburation associée à une attaque par l’hydrogène à haute température dans les services d'hydrogène). e) Une perte éventuelle de la résistance à la traction et de la résistance au fluage sous l'effet de la température ambiante peut se produire. 4.4.4.4 Unités ou équipements affectés a) La décarburation peut se produire dans la quasi-totalité des équipements exposés à des températures élevées, soumis à un traitement thermique ou exposés à un incendie. b) Les canalisations et les équipements en service d'hydrogène chaud des unités d'hydrotraite ment ou de reformage catalytique, ainsi que les tubes des fours à combustible fossile peuvent être affectés. Les éléments des récipients sous pression formés à chaud lors du cycle de fabrication peuvent être affectés. 4.4.4.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'endommagement peut être vérifié par examen métallographique b) L'endommagement se produit au niveau de la surface exposée à un environnement gazeux, mais peut se produire sur l’épaisseur de la paroi dans les cas extrêmes. c) La couche décarburée est exempte de phases carbure. L'acier au carbone devient du fer pur. 4.4.4.6 Prévention / Protection a) La décarburation peut être contrôlée en surveillant la compositi on chimique de la phase gazeuse et en choisissant correctement les alliages (API RP 941). b) Les aciers alliés comportant du chrome et du molybdène forment des carbures de plus grande stabilité et résistent mieux à la décarburation. c) Il convient de sélectionner les aciers utilisés dans des environnements hydrogénés à haute température conformément à la norme API RP 941. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

4.4.4.7 Inspection et surveillance a) La décarburation peut être confirmée par des répliques métallographiques sur site (FMR). b) Cette même décarburation entraîne un adoucissement pouvant être confirmé par un essai de dureté. 4.4.4.8 Mécanismes associés Attaque par l’hydrogène à haute température (HTHA) (voir 5.1.3.1).


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4.4.4.9 Références 1. ASM Metals Handbook, "Corrosion," Volume 13, ASM International, Materials Park, OH. 2. API Recommended Practice 941, Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures in Petroleum Refineries and Petrochemical Plants, American Petroleum Institute, Washington, D.C.

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4.4.5


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Metal dusting

4.4.5.1 Description de l'endommagement Le metal dusting est une forme de carburation entraînant une piqûration localisée accélérée qui se produit dans les gaz carburants et/ou les courants de procédé contenant du carbone et de l'hydrogène. Les piqûres se forment généralement à la surface et peuvent contenir de la suie ou de la poussière de graphite. 4.4.5.2 Matériaux affectés Aciers faiblement alliés, aciers inoxydables de série 300, alliages à base de nickel et alliages résistant à la chaleur. Il n'existe actuellement aucun alliage métallique connu protégé contre le metal dusting dans toutes les conditions. 4.4.5.3 Facteurs critiques a) La composition du fluide procédé, la température de service et la composition des alliages constituent les facteurs critiques. b) Le metal dusting est précédé de la carburation et est caractérisé par une dégradation généralisée rapide du métal. c) Le metal dusting implique une série complexe de réactions d'un gaz réducteur tel que l'hydrogène, le méthane, le propane ou le CO. d) Il se produit généralement dans la plage de température de service comprise entre 482°C et 816°C (900°F et 1500°F). L'accroissement de l'endommagement est proportionnel à l'augmentation de la température. e) Le mécanisme de metal dusting se présente comme suit : i) Saturation de la matrice métallique par carburation ; ii) Précipitation des carbures métalliques à la surface du métal et aux joints de grains ; iii) Dépôt du graphite émis par l'atmosphère sur la surface des carbures métalliques ; iv) Décomposition des carbures métalliques sous l'action des particules de graphite et métalliques ; et v) Dépôt ultérieur au niveau de la surface de graphite catalysé par les particules métalliques. f) Il est admis que le metal dusting des alliages à haute teneur en nickel se produit sans la formation de carbures métalliques. g) Le metal dusting peut également se produire dans des conditions différentes de réduction et d'oxydation. 4.4.5.4 Unités ou équipements affectés a) Sont principalement affectés les tubes de four à combustible fossile, les puits de thermocouple et les éléments de fours fonctionnant dans des environnements carburants. b) Le metal dusting a été observé dans les tubes de four des unités de reformage catalytique, les réchauffeurs des unités de cokéfaction, les turbines à gaz, les canalisations de sortie des unités de reformage du méthanol, ainsi que les fours et les réacteurs d'hydrodéalkylation thermique. 4.4.5.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion généralisée des aciers faiblement alliés peut être uniforme mais se présente habituellement sous la forme de petites piqûres remplies d'un résidu friable d'oxydes et de carbures métalliques. b) Le produit de corrosion est une poussière de carbone volumineuse contenant des particules métalliques et parfois des oxydes et des carbures métalliques. Bien souvent, cette poussière est balayée par l'écoulement du courant de procédé, ne laissant derrière elle que le métal aminci ou piqué. c) L'attaque corrosive des aciers inoxydables et des aciers fortement alliés est fréquemment locale, apparaissant sous la forme de piqûres rondes profondes (Figure 4-70). d) L'examen métallographique révèle une carburation importante du métal sous la surface corrodée. 4.4.5.6 Prévention / Protection a) Le soufre présent dans l'atmosphère carburante (généralement sous forme de H 2S) forme un sulfure protecteur qui réduit au minimum la carburation et le metal dusting. Il est admis que le soufre retarde le transfert du carbone de l'atmosphère vers le métal et supprime la germination et la croissance du graphite. Pour assurer une protection, l'environnement de procédé doit toujours comporter une quantité suffisante de H2S. Si la baisse du niveau de H 2S est trop importante, même pendant une courte durée, un endommagement peut se produire. Le soufre est un poison catalytique dans certaines unités de traitement de sorte qu'il peut ne pas toujours être possible d'introduire du H 2S dans un courant de procédé.


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b) Il n'existe actuellement aucun alliage métallique connu pour être résistant au metal dusting dans toutes les conditions. Les matériaux doivent être sélectionnés spécifiquement pour l'application et l'environnement concernés. c) Un traitement par diffusion d'aluminium sur le substrat du métal de base peut être bénéfique dans certaines applications. 4.4.5.7 Inspection et surveillance a) Dans le cas des tubes de four dont on soupçonne l'endommagement, les mesures d’épaisseur ultrasons constitue vraisemblablement la méthode de contrôle la plus efficace par ce que des zones de grandes dimensions peuvent être examinées relativement rapidement. b) Des méthodes de contrôle radiographique peuvent être utilisées pour déceler la présence de piqûres et pour détecter tout amincissement de la paroi. c) L'inspection visuelle est efficace si les surfaces internes sont accessibles. d) La filtration de l'effluent refroidi du four ou du réacteur peut donner des particules métalliques qui indiquent clairement l'existence d'un problème de metal dusting en amont. 4.4.5.8 Mécanismes associés Le metal dusting est également appelé carburation catastrophique. La carburation est traitée au 4.4.3. 4.4.5.9 Références 1. H. J. Grabke, "Metal Dusting of Low- and High-Alloy Steels," CORROSION/51, 1995, p. 711. 2. H. J. Grabke, R. Krajak, and J. C. Nava Paz, "On the Mechanisms of Catastrophic Carburization: Metal Dusting," Corrosion Science, Vol. 35, Nos. 5-8, 1993, p. 1141. 3. B. A. Baker and G. D. Smith, "Metal Dusting of Nickel-Containing Alloys," CORROSION/98 , Paper No. 445, NACE International, Houston, TX, 1998. 4. "Corrosion Control in the Refining Industry," NACE Course Book , NACE International, Houston, TX, 1999.

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Figure 4-70 - Metal dusting d'une canalisation en acier inoxydable 304H.

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4.4.6


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Corrosion par les cendres de combustible

4.4.6.1 Description de l'endommagement a) La corrosion par les cendres de combustible est la dégradation accélérée à haute température des matériaux se produisant lorsque les contaminants présents dans le combustible forment des dépôts et fondent sur les surfaces métalliques des fours à combustible fossile, des chaudières et des turbines à gaz. b) Ce type de corrosion se produit généralement avec du fioul ou du charbon contaminé par une combinaison de soufre, de sodium, de potassium et/ou de vanadium. c) Les sels fondus résultants (scories) dissolvent l'oxyde de surface et accroissent le transfert de l'oxygène vers la surface afin de former une nouvelle fois l'oxyde de fer aux dépens de la paroi ou de l'élément constitutif du tube. 4.4.6.2 Matériaux affectés a) Tous les alliages classiques utilisés pour la fabrication des fours et des chaudières de procédé sont susceptibles de faire l'objet d'une corrosion par les cendres de combustible. b) Les alliages de la famille 50Cr-50Ni montrent une meilleure résistance. 4.4.6.3 Facteurs critiques a) La concentration des contaminants formant les sels fondus, la température des métaux et la composition des alliages constituent les facteurs critiques. b) La gravité de l'endommagement dépend du type de combustible (c'est-à-dire les concentrations de contaminants dans le combustible), de la teneur en soufre et de la température des métaux. c) La corrosion se produit par ce mécanisme uniquement si la température des métaux est supérieure à la température des espèces liquides formées, et se révèle plus importante lorsque les températures sont les plus élevées. d) Les vitesses de corrosion diffèrent selon l'alliage et l'emplacement au sein du four. e) Les espèces liquides (scories) sont différentes pour le pétrole et la cendre de charbon, de même qu'elles sont différentes pour la corrosion du tube du mur d'eau. i) Dans le cas des cendres de combustion du pétrole, les espèces liquides sont des mélanges de pentoxyde de vanadium et d’oxyde de sodium, ou de pentoxyde de vanadium et de sulfate de soude. Des points de fusion inférieurs à 538°C (1000°F) sont possibles selon la composition exacte. ii) Dans le cas de la corrosion des murs d'eau, les espèces liquides sont des mélanges de pyrosulfates de sodium et de potassium dont les points de fusion s'établissent à 371°C (700°F). iii) Dans le cas des cendres de charbon, la corrosion des surchauffeurs et des resurchauffeurs est due aux trisulfates de fer de sodium et de potassium qui fondent entre 544°C et 610°C (1030°F et 1130*F), selon la teneur en sodium et en potassium. Des conditions réductrices, c'est-à-dire en présence d'un gaz de combustion riche en monoxyde de carbone, sulfure d'hydrogène et hydrogène, contribuent à l'accélération des vitesses de corrosion. f) Les particules de charbon imbrûlées ajoutent également du carbone aux dépôts de cendres volantes et produisent un environnement réducteur à la surface du tube où se produit la corrosion. La carburation de la surface du tube, notamment sur des alliages austénitiques, réduit la résistance à la corrosion et augmente la vitesse de dégradation des tubes. g) Les vitesses de corrosion observées dans des conditions de réduction peuvent être 2 à 5 fois supérieures à celles observées dans des conditions d'oxydation. 4.4.6.4 Unités ou équipements affectés a) La corrosion par les cendres de combustible peut se produire dans tout four à combustible fossile ou dans toute turbine à gaz utilisant des combustibles comportant les contaminants susmentionnés. b) La corrosion par les cendres de combustible est le plus souvent associée aux fours à combustible fossile brûlant des fiouls ou des résidus contaminés par le vanadium ou le sodium. c) Dans la plupart des fours, les tubes de four ne sont pas affectés dans la mesure où la température de leur paroi est inférieure au point de fusion des scories de la plupart des fours. Les étriers et supports de tubes fonctionnent toutefois à des températures plus élevées et peuvent subir une corrosion par les cendres de combustible importante. d) Les aubes de certaines turbines à gaz sont sujettes à une corrosion lors du passage en mode de combustion fioul.

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e) Dans certains cas, la cokéfaction des tubes de four peut conduire les opérateurs à augmenter le flux calorifique pouvant porter la température de certains composants au-delà de la valeur seuil où une corrosion par les cendres de combustible est possible. f) Dans la mesure où la température du point de fusion de ces espèces liquides est d'environ 538°C (1000°F) et plus, toute unité dont les températures de métal sont supérieures au point de fusion des sulfates peut être confrontée à ce type de problème. g) Dans le cas des chaudières à fioul, les fiouls qui ne contiennent pas de vanadium sont moins enclins à une corrosion par les cendres fondues. h) Dans le cas des murs d'eau, le maintien effectif de la température en dessous du point de fusion des pyrosufates [c'est-à-dire en dessous de 371°C (700°F)], permet de réduire au minimum l'endommagement. Ainsi, les pressions de génération de vapeur inférieures à environ 1800 psi (122 bars) ne sont normalement pas affectées. 4.4.6.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion par les cendres de fioul se traduit par une perte de métal sévère associée avec des mâchefers. Dans certains cas, des vitesses de corrosion comprises entre 100 et 1000 mpy peuvent être observées. b) L'examen métallographique et les méthodes d'analyse des dépôts peuvent être utilisés pour vérifier la présence de toute corrosion par les cendres de combustible. c) Dans le cas de la corrosion par les cendres de fioul des surchauffeurs et des resurchauffeurs, l'aspect du dépôt de cendres se présente au moins en deux couches distinctes. Le plus gros dépôt est adjacent au composant, qui présentera un aspect gris foncé ou noir à la température ambiante. Quand les sulfates liquides entraînent les débris de corrosion vers la surface, il se forme un dépôt dur, vitreux et tenace. Après élimination, la surface de l'acier présente un aspect de "peau de crocodile" (Figure 4-71 et Figure 4-72) du fait de la formation quadrillée de saignées peu profondes dans l'acier. d) Les fissures observées sur les murs d'eau sont essentiellement circonférentielles et, dans une moindre mesure, axiales. Leur aspect macroscopique est celui de saignées circonférentielles. i) Après développement de la couche de cendres fondues, la ''boue'' obtenue peut ne tenir qu'une certaine quantité de cendres. Une quantité excessive entraîne l'élimination des scories, exposant ainsi un tube nu non isolé au flux calorifique de la chambre de combustion. Les températures au niveau des murs d'eau augmentent de l’ordre de 38°C (100°F) et la fissuration est alors similaire à une fatigue thermique. ii) Le mécanisme applicable aux tubes refroidis à la vapeur est similaire, à l'exception du fait que la pointe de température est vraisemblablement moins importante et, par conséquent, l'endommagement par fatigue thermique est moins sévère. iii) La morphologie en peau de crocodile des surchauffeurs et des resurchauffeur s ainsi que la fissuration circonférentielle au niveau des murs d'eau des chaudières au charbon sont provoquées par un mécanisme similaire. e) Dans le cas de la cendre de charbon, l'aspect de la fissuration se présente sous la forme d'une interface lisse entre une couche de mâchefers vitreux et le métal. 4.4.6.6 Prévention / Protection a) La corrosion par les cendres de combustible peut être évitée en mélangeant ou en modifiant les sources de combustible (en réduisant au minimum les contaminants) et en exploitant les équipements de sorte que la température des éléments chauds soit inférieure à la température de formation des dépôts fondus. b) Une conception et une gestion appropriées des brûleurs peuvent permettre de réduire le contact avec la flamme ainsi que les points chauds localisés. c) Dans certains cas, il est possible de modifier les caractéristiques et les points de fusion des cendres par une combustion avec un faible débit d'alimentation en oxygène ou en injectant des additifs spéciaux dans le combustible. Ces modifications peuvent accroître le point de fusion des scories et réduire la tendance des dépôts à coller aux surfaces métalliques ou à dissoudre l’oxyde protecteur. La corrosion, en dépit des modifications visant à réduire la formation des mâchefers, peut se poursuivre si les surfaces métalliques ne sont pas nettoyées pour éliminer les mâchefers et les produits de corrosion. d) Il est possible de réduire au minimum la corrosion de certains éléments, tels que les étriers et les supports de tubes, en adoptant un alliage 50%Cr-50%Ni tel que l'alliage 657. Il peut se révéler nécessaire de modifier les étriers et supports de tubes afin de tenir compte de la plus faible résistance à la rupture sous contrainte des alliages 50Cr-50Ni.


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4.4.6.7 Inspection et surveillance a) Une inspection visuelle suffit généralement pour détecter la corrosion par les cendres fondues. b) La perte de métal est susceptible d'être importante et la présence de mâchefers est apparente. c) Les tubes doivent faire l'objet d'un grenaillage afin d'éliminer le dépôt tenace de cendres vitreuses. Un contrôle par ultrasons peut être utile pour mesurer la perte d'épaisseur. 4.4.6.8 Mécanismes associés a) La corrosion à chaud, la corrosion par les cendres fondues, la corrosion par les sels fondus, la corrosion par les cendres de fioul et la corrosion par les cendres de charbon sont autant de termes utilisés pour décrire ce mécanisme. b) La fissuration circonférentielle au niveau des tubes de murs d'eau est similaire à la fatigue thermique aggravée par un milieu corrosif (Figure 4-73). 4.4.6.9 Références th 1. "Steam - Its Generation and Use" 40 Edition, Babcock and Wilcox, 1992. 2. "Combustion Fossil Power Systems," Third Edition, Combustion Engineering, Windsor, CT, 1981. 3. H. Thielsch, "Defects And Failures In Pressure Vessels and Piping," Krieger Publishing Co., NY, 1977. 4. R.D. Port and H.M. Herro, "The NALCO Guide To Boiler Failure Analysis," McGraw Hill, NY, 1991. 5. D.N. French, "Metallurgical Failures In Fossil Fired Boilers," John Wiley & Sons, Publishers, Inc., NY, 1993. 6. B. Dooley and W. McNaughton, "Boiler Tube Failures: Theory and Practice -3 Volumes," EPRI, CA, 1995.

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Figure 4-71 - La morphologie en "peau de crocodile" d'une corrosion par les cendres de charbon fondues est visible une fois retiré le dépôt vitreux et dense en surface. Agrandissement 2.4x

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Figure 4-72 - Les saignées visibles en coupe sont en fait de larges fissures de fatigue-corrosion en forme de V. Agrandissement 100x, après décapage.


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Figure 4-73 - Sur les tubes de murs d'eau, même avec un recouvrement de soudure résistant à la corrosion, il se développe une fissuration circonférentielle. Agrandissement 37½x, après décapage.


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4.4.7


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Nitruration

4.4.7.1 Description de l'endommagement Une couche superficielle dure et fragile se développe sur certains alliages en raison de l'exposition à des flux procédés à haute température contenant des niveaux élevés de composés azotés tels que de l’ammoniac ou des cyanures, notamment dans des conditions réductrices. 4.4.7.2 Matériaux affectés a) Aciers au carbone, aciers faiblement alliés, aciers inoxydables des séries 300 et 400. b) Les alliages à base de nickel sont plus résistants. 4.4.7.3 Facteurs critiques a) La nitruration est un procédé contrôlé par la diffusion, dépendant de la température, de la durée, de la pression partielle de l'azote et de la composition du métal. b) Les températures doivent être suffisamment élevées pour permettre le craquage thermique/dissociation de l'azote de l'ammoniac ou d'autres composés, ainsi que la diffusion de l'azote sur le métal. c) La nitruration commence au-delà de 316°C (600°F) et devient importante au-delà de 482°C (900°F). d) Une activité élevée de l'azote en phase gazeuse (pressions partielles élevées de l'azote) favorise la nitruration. e) Cette dernière peut avoir une influence préjudiciable sur la résistance à la corrosion. f) Les alliages contenant de 30% à 80% de nickel sont plus résistants. g) Il peut en résulter une perte de résistance au fluage à haute température, des propriétés mécaniques à la température ambiante (notamment la ténacité/ductilité), de soudabilité et de résistance à la corrosion. 4.4.7.4 Unités ou équipements affectés La nitruration peut se produire en tout point où un environnement et une température appropriés sont satisfaits, mais elle est considérée comme un phénomène plutôt rare. La nitruration est observée dans les vaporéformeurs de méthane, les installations de vapo-craquage de gaz (unités d’oléfines) et les installations de synthèse de l'ammoniac. 4.4.7.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La nitruration est généralement limitée à la surface de la plupart des éléments et présente un aspect gris foncé terne. Toutefois, au cours des phases initiales de la nitruration, seul un examen métallographique permet d'observer l'endommagement tel qu'illustré à la Figure 4-74, à la Figure 4-75 et à la Figure 4-76. b) Dans une phase plus avancée, le matériau présente une dureté superficielle très élevée. Dans la plupart des cas, une couche superficielle sensiblement plus dure d'un récipient ou d'un élément n'affecte pas l'intégrité mécanique de l’équipement. Le développement éventuel de fissures dans la couche nitrurée susceptibles de se propager sur le métal de base constitue toutefois une source de préoccupation. c) La nitruration des aciers faiblement alliés contenant jusqu'à 12 % de chrome s'accompagne d'une augmentation de volume. La couche nitrurée a tendance à se fissurer et à s'écailler. d) Au-delà de 410°C (770°F), la nitruration préférentielle des joints de grains peut entraîner une microfissuration et une fragilisation. e) Les aciers inoxydables ont tendance à former des couches minces fragiles pouvant se fissurer et s'écailler sous l'action de cycles thermiques ou des contraintes appliquées. f) L'azote se diffuse à la surface et forme des particules aciculaires de nitrures de fer (Fe 3N ou Fe4N) dont la présence ne peut être confirmée que par examen métallographique. 4.4.7.6 Prévention / Protection L'adoption d'alliages plus résistants comportant de 30% à 80% de nickel est généralement requise. En règle générale, il n’est pas réaliste de modifier les conditions de procédé pour réduire la pression partielle de l'azote ou pour faire baisser les températures.


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4.4.7.7 Inspection et surveillance a) Un changement de couleur surfacique vers un gris terne peut indiquer une nitruration. b) Il convient d'examiner attentivement les matériaux exposés à des conditions de nitruration dans la mesure où un aspect correct peut masquer un endommagement. c) Un essai de dureté des surfaces affectées (400 à 500 HBN ou plus) peut permettre de révéler une nitruration. d) Les couches nitrurées sont magnétiques. Il convient, par conséquent, de vérifier le magnétisme de l'acier inoxydable de série 300 pour réaliser un premier tri. e) Un examen métallographique est généralement requis pour confirmer la nitruration. f) Un essai par courant de Foucault (EC) peut dans certains cas être utilisé pour détecter la nitruration. g) Les méthodes d'inspection appropriées à adopter dans les phases avancées de la nitruration et au cours desquelles une fissuration peut s'être développée, comprennent le contrôle par ressuage, le contrôle radiographique et le contrôle par ultrasons. 4.4.7.8 Mécanismes associés Des réactions gaz-surface métallique similaires se produisent dans d'autres environnements, y compris la carburation (voir 4.4.3) et le metal dusting (voir 4.4.5). 4.4.7.9 Références 1. ASM Metals Handbook, "Corrosion," Volume 13, ASM International, Materials Park, OH. 2. "Corrosion Basics - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp. 93-94. 3. J. Scherzer and D.P. McArthur, "Test Show Effects of Nitrogen Compounds on Commercial Fluid Cat Cracking Catalysts", Oil and Gas Journal , Vol. 84, 1986, p 76-82.


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Figure 4-74 - Fissuration de surface d'un puits thermique en acier nitruré 5Cr-0,5Mo d'une installation de synthèse de l'ammoniac.

Figure 4-75 - Microphotographie d'une coupe de tube montrant l'interface entre la couche nitrurée peu profonde à la surface (grise) et le métal de base non affecté (blanc). L'amorçage des fissures s'effectue à la surface extérieure, en haut. Agrandissement 50x.


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Figure 4-76 - Agrandissement de la microphotographie précédente montrant les empreintes de l'essai de dureté à la pointe de diamant, dans la couche nitrurée dure (IDB 540), par opposition au métal de base plus mou (IDB 210). Agrandissement 150x


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4.5 4.5.1


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Fissuration sous l'influence du milieu ambiant Fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures (CI SCC)

4.5.1.1 Description de l'endommagement Fissures initiées à la surface provoquées par la fissuration par le milieu ambiant des aciers inoxydables de série 300 et de certains alliages à base de nickel sous l'action combinée d'une contrainte de traction, de la température et d'un milieu aqueux contenant des chlorures. La présence d'oxygène dissous augmente la propension à la fissuration. 4.5.1.2 Matériaux affectés a) Tous les aciers inoxydables de série 300 sont très sensibles. b) Les aciers inoxydables duplex sont plus résistants. c) Les alliages à base de nickel sont extrêmement résistants. 4.5.1.3 Facteurs critiques a) La teneur en chlorures, le pH, la température, la contrainte, la présence d'oxygène et la composition des alliages constituent les facteurs critiques. b) L'augmentation des températures accroît la sensibilité à la fissuration. c) L'augmentation des niveaux de chlorure accroît la probabilité de fissuration. d) Il n'existe aucune limite inférieure pratique pour les chlorures du fait de la possibilité constante d’un phénomène de concentration. e) Les conditions de transfert de chaleur augmentent de manière significative la sensibilité à la fissuration dans la mesure où elles permettent la concentration des chlorures. Des expositions alternatives à des conditions humides-sèches ou à la vapeur et à l'eau favorisent également la fissuration. f) La fissuration due à la corrosion sous tension se produit généralement à des valeurs de pH supérieures à 2. Des valeurs de pH inférieures favorisent généralement une corrosion uniforme. La tendance à la fissuration due à la corrosion sous tension diminue vers la région du pH alcalin. g) La fissuration se produit en règle générale à des températures de métal supérieures à environ 60°C (140°F) bien que des exceptions soient possibles à des températures inférieures. h) La contrainte peut être appliquée ou résiduelle. Les éléments soumis à une contrainte élevée ou écrouis, tels que les soufflets de dilatation, sont très sensibles à la fissuration. i) L'oxygène dissous dans l'eau accélère généralement la fissuration due à la corrosion sous tension mais le doute demeure quant à l'existence d'un seuil de concentration de l'oxygène en dessous duquel toute fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures est impossible. j) La teneur en nickel de l'alliage a un effet essentiel sur la résistance. La sensibilité maximale se situe à une teneur en nickel comprise entre 8% et 12%. Les alliages dont les teneurs en nickel sont supérieures à 35% sont extrêmement résistants et les alliages dont les teneurs sont supérieures à 45% sont pour ainsi dire protégés contre toute corrosion. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

k) Les aciers inoxydables à faible teneur en nickel, tels que les aciers inoxydables duplex (ferrite-austénite), ont amélioré la résistance des aciers inoxydables de série 300 mais ne sont pas protégés. I) Les aciers au carbone, les aciers faiblement alliés et les aciers inoxydables de série 400 ne sont pas sensibles à la fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures. 4.5.1.4 Unités ou équipements affectés a) Toutes les canalisations et tous les éléments constitutifs des récipients sous pression en acier inoxydable de série 300 de toutes les unités de traitement sont sensibles à la fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures. b) Des fissurations ont été observées au niveau de condenseurs à eau et du côté procédé des condenseurs de tête d'une colonne de distillation du brut. c) Les purges des unités d'hydrotraitement sont sensibles à la fissuration lors des démarrages/arrêts si leur purge n'est pas effectuée de manière appropriée.


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d) Les soufflets et les tubulures d'instruments, notamment celles associées aux recyclages de l'hydrogène contaminés par les chlorures, peuvent être affectés. e) La fissuration extérieure due à la corrosion sous tension par les chlorures constitue également un problème pour les surfaces calorifugées lorsque l'isolation est soumise à l'humidité. f) Des fissurations sur des canalisations de drain de chaudières ont également été observées. 4.5.1.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Des fissures débouchant à la surface peuvent se produire du côté procédé ou à l'extérieur sous isolation (Figure 4-77). b) Le matériau ne présente généralement aucun signe visible de corrosion. c) Les fissures caractéristiques de corrosion sous tension sont ramifiées et peuvent être détectées visuellement par un aspect craquelé de la surface (Figure 4-78, Figure 4-79 et Figure 4-80). d) L'examen métallographique des échantillons fissurés révèle généralement des fissures transgranulaires ramifiées (Figure 4-81 et Figure 4-82). Une fissuration intergranulaire des aciers inoxydables sensibles de série 300 peut également être parfois observée. e) Les soudures effectuées sur les aciers inoxydables de série 300 contiennent en règle générale un certain pourcentage de ferrite, produisant une structure duplex ordinairement plus résistante à la fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures. f) Les surfaces de rupture présentent souvent un aspect fragile. 4.5.1.6 Prévention / Protection a) Utiliser des matériaux de construction résistants. b) Lors d'un test hydraulique, utiliser de l'eau à faible teneur en chlorures, puis sécher le matériau soigneusement et rapidement. c) Utiliser des revêtements correctement appliqués sous isolation. d) Eviter les types de revêtements propices aux régions stagnantes source de concentration ou de dépôt potentiels des chlorures. e) Un traitement de détente à haute température des aciers inoxydables de série 300 après fabrication peut réduire les contraintes résiduelles. Il convient toutefois de tenir compte des effets éventuels de la sensibilisation, contribuant à la sensibilité à une fissuration due à la corrosion sous tension par les acides polythioniques, à des problèmes de déformation éventuelle et à une fissuration au réchauffage potentielle. 4.5.1.7 Inspection et surveillance a) La fissuration est débouchante et peut être détectée de façon visuelle dans certains cas. b) Le contrôle par ressuage ou les techniques par courant de Foucault (EC) et analyse de phase constituent les méthodes préférentielles à utiliser. c) Les méthodes d'inspection par courant de Foucault ont également été utilisées sur des tubes de condenseurs ainsi que sur des canalisations et des récipients sous pression. d) Les fissures extrêmement fines peuvent être difficiles à détecter par ressuage. Des méthodes spéciales de préparation des surfaces, y compris le polissage ou le jet d'eau haute pression, peuvent être requises dans certains cas, notamment avec les services haute pression. e) Contrôle par ultrasons. f) Bien souvent, le contrôle radiographique n'est pas suffisamment sensible pour détecter les fissures, sauf dans les phases avancées au cours desquelles un réseau de fissures significatif s'est développé. 4.5.1.8 Mécanismes associés Fissuration due à la corrosion sous tension par les caustiques (voir 4.5.3) et fissuration due à la corrosion sous tension par les acides polythioniques (voir 5.1.2.1). 4.5.1.9 Références 1. C.P. Dillon, "Corrosion Control in the Chemical Process Industries," Materials Technology Institute, MO, 1994, pp. 88-90. 2. "Corrosion Basics - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp. 111-123.


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Figure 4-77 - Fissuration sous isolation à l'extérieur d'un tube d'instrument en acier inoxydable de série 304.

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Figure 4-78 - Fissuration du côté calandre d’un tube en acier inoxydable 316L, en service vapeur à 232°C (450°F), montrant les tubes après contrôle par ressuage. Les fissures sont visibles sur le tube central (indiqué par la flèche).


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Figure 4-79 - Vue rapprochée du tube de la Figure 4-78 montrant des fissures serrées en toile d'araignée.

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Figure 4-80 - Autres fissures fines et ramifiées sur la surface en acier inoxydable qui apparaissent plus clairement après contrôle par ressuage.


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Figure 4-81 - Microphotographie d'une coupe de l'échantillon de la Figure 4-79 montrant des fissures fines ramifiées. (Sans décapage, Agrandissement 50x)

Figure 4-82 - Autre microphotographie de la coupe d'un tube fissuré illustrant le mode de fissuration transgranulaire partant de la surface. (Après décapage)


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4.5.2


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Fatigue-corrosion

4.5.2.1 Description de l'endommagement Forme de fissure de fatigue selon laquelle les fissures se développent sous les effets combinés des charges cycliques et de la corrosion. La fissuration se produit souvent au niveau d'une concentration de contraintes telle qu'une piqûre en surface. Divers amorçages peuvent également être à son origine. 4.5.2.2 Matériaux affectés Tous les métaux et alliages. 4.5.2.3 Facteurs critiques a) Le matériau, le milieu corrosif, les contraintes cycliques et les zones de concentration de contraintes constituent les facteurs critiques. b) La fissuration se produit préférentiellement dans des milieux qui favorisent la piqûration ou la corrosion localisée, sous une contrainte cyclique du fait d'une contrainte thermique, de vibrations ou d'un différentiel de dilatation. c) Contrairement à une véritable fatigue mécanique, il n'existe pas de charge limite de fatigue dans le cas de la fatigue induite par la corrosion. La corrosion favorise la défaillance à une contrainte et selon un nombre de cycles inférieurs à ceux observés dans le cas de la limite d'endurance normale des matériaux, en l'absence de corrosion, et entraîne souvent une propagation de fissures à bords parallèles multiples. d) Les amorçages de fissure comprennent les concentrateurs tels que les piqûres, les entailles, les défauts de surface, les modifications de section ou les soudures d'angle. 4.5.2.4 Unités ou équipements affectés Equipements rotatifs, dégazeurs et chaudières à fonctionnement cyclique, ainsi que tout équipement soumis à des contraintes cycliques dans un milieu corrosif. Les exemples sont les suivants : a) Equipements rotatifs Les couples galvaniques entre l'impulseur et l'arbre de pompe ou d'autres mécanismes de corrosion peuvent contribuer à la piqûration de l'arbre. La piqûration peut agir comme une zone de concentration des contraintes pour favoriser la fissuration. La fissuration est pour l'essentiel transgranulaire avec une faible ramification. b) Dégazeurs A la fin des années 1980, les dégazeurs utilisés dans les industries des pâtes et papiers, du raffinage et des combustibles pétrochimiques et fossiles ont été confrontés à des problèmes de fissuration importants. Des ruptures de cuve complètes dans l'industrie des pâtes et papiers ont conduit à l'élaboration d'un programme d'inspection intégral qui a permis de détecter les principaux problèmes de fissuration dans les différentes industries. Il a été établi que les contraintes résiduelles de soudage et de fabrication, les zones de concentration de contraintes (fixations et surépaisseur de soudure) et les conditions d'utilisation normale du dégazeur pouvaient entraîner de nombreux problèmes de fissuration par fatigue-corrosion. c) Chaudières à fonctionnement cyclique Une chaudière à fonctionnement cyclique peut faire l'objet de plusieurs centaines de démarrages à froid au cours de sa durée de vie utile. Ces derniers, du fait du différentiel de dilatation, contribuent à la fissuration continue de la couche de magnétite protectrice, permettant à la corrosion de se développer. 4.5.2.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La rupture par fatigue est fragile et les fissures, le plus souvent transgranulaires, et comme dans le cas de la fissuration due à la corrosion sous tension, ne sont pas ramifiées ; ce type de rupture entraîne souvent la propagation de fissures à bords parallèles multiples. b) La fissuration par fatigue se traduit par une déformation plastique très petite à l'exception du fait que la rupture finale peut se produire par l'action d'une surcharge mécanique accompagnée d'une déformation plastique. c) Dans le cas des chaudières à fonctionnement cyclique, l'endommagement apparaît généralement en premier lieu du côté eau des fixations des nervures de renfort (Figure 4-83). La configuration de la fissuration peut se traduire par des fissures circulaires autour de la soudure entre la fixation de la nervure de renfort et le tube du mur d'eau. En coupe, on observe des fissures bulbeuses multilobes (Figure 4-84). Les pointes de fissures elles-mêmes peuvent être quelque peu émoussées tout en étant remplies d'oxyde et transgranulaires.


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d) Dans les milieux sulfurants, les fissures ont un aspect similaire tout en étant remplies d’un dépôt de sulfure. e) La fissuration des équipements rotatifs est essentiellement transgranulaire avec une ramification minimale. 4.5.2.6 Prévention / Protection a) Equipements rotatifs i) Modifier le milieu corrosif en utilisant des revêtements et/ou inhibiteurs. ii) Réduire au minimum les effets des couples galvaniques. iii) Utiliser des matériaux résistant davantage à la corrosion. b) Dégazeurs i) Contrôle chimique approprié de l'eau d'alimentation et des condensats. ii) Réduire au minimum les contraintes résiduelles de soudage et de fabrication par un traitement thermique après soudage. iii) Réduire au minimum les surépaisseurs de soudure par un doucissage des contours de soudures. c) Chaudières à fonctionnement cyclique i) Démarrer lentement les chaudières afin de réduire au minimum les déformations dues aux différentiels de dilatation. ii) Démarrer toujours les chaudières avec un contrôle approprié de la composition chimique de l'eau de chaudière. 4.5.2.7 Inspection et surveillance a) Equipements rotatifs i) Les méthodes de contrôle par ultrasons et par magnétoscopie peuvent être utilisées pour la détection des fissures. b) Dégazeurs i) Un contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente permet généralement de détecter la fissuration. ii) De nombreuses fissures sont serrées et difficiles à détecter. c) Chaudières à fonctionnement cyclique i) Le premier signe d'endommagement est généralement une fuite en tête d'épingle du côté froid du tube d'un mur d'eau au droit d'une fixation de nervure de renfort. ii) Examiner, par contrôle par ultrasons ou technique de transduction électromagnéto-acoustique (EMATS), les régions de la chaudière soumises à des contraintes élevées. iii) La fissuration peut se produire au droit des membranes dans les régions soumises à des contraintes élevées, notamment les angles au niveau des nervures de renfort. 4.5.2.8 Mécanismes associés Fatigue mécanique (voir 4.2.16) et fatigue due aux vibrations (voir 4.2.17). 4.5.2.9 Références th 1. "Steam - Its Generation and Use" 40 Edition, Babcock & Wilcox, 1992. 2. "Combustion Fossil Power Systems," Third Edition, Combustion Engineering, CT, 1981. 3. H. Thielsch, "Defects And Failures In Pressure Vessels and Piping," Krieger Publishing Co., NY, 1977. 4. R.D. Port and H.M. Herro, "The NALCO Guide To Boiler Failure Analysis," McGraw Hill, NY, 1991. 5. D.N. French, "Metallurgical Failures In Fossil Fired Boilers," John Wiley & Sons, Publishers, Inc., NY, 1993. 6. B. Dooley and W. McNaughton, "Boiler Tube Failures: Theory and Practice - 3 Volumes," EPRI, 1995. 7. ASM Metals Handbook , "Materials Characterization," Volume 10, ASM International, Materials Park, OH.

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Figure 4-83 - Photographie d'un tube de chaudière en acier au carbone coupé en deux dans le sens de la longueur. L'amorçage des fissures de fatigue par corrosion part de la surface intérieure du tube, en face de la fixation d'une nervure de renfort sur la surface extérieure. (Agrandissement 1x)

Figure 4-84 - Microphotographie montrant la morphologie d'une fissure arrondie, à multilobes et ramifiée en "oreilles de lapin." (Agrandissement 25x, après décapage)


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4.5.3


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Fissuration due à la corrosion sous tension par les caustiques (fragilisation caustique)

4.5.3.1 Description de l'endommagement La fragilisation caustique est une forme de fissuration due à la corrosion sous tension caractérisée par l'amorçage des fissures en surface qui se produisent dans les canalisations et les équipements exposés à des solutions caustiques, principalement adjacents aux soudures non soumises à un traitement thermique après soudage. 4.5.3.2 Matériaux affectés L'acier au carbone, les aciers faiblement alliés et les aciers inoxydables de la série 300 sont sensibles à la fragilisation caustique. Les alliages à base de nickel sont plus résistants. 4.5.3.3 Facteurs critiques a) La sensibilité à la fragilisation caustique des solutions de soude caustique (NaOH) et d'hydroxyde de potassium (KOH) est fonction de la force de la solution caustique, de la température du métal et des niveaux de contrainte. b) L'augmentation de la concentration en caustique et de la température accroît la probabilité d’occurrence et la gravité de la fissuration. Les conditions susceptibles d'entraîner une fissuration ont été établies par les expériences de terrain et sont présentées à la Figure 4-85. c) La fissuration peut se produire à de faibles niveaux produit caustique en présence d'un mécanisme de concentration. Dans ce type de cas, des concentrations en soude caustique comprises entre 50 et 100 ppm sont suffisantes pour entraîner une fissuration. d) Les contraintes favorisant la fissuration peuvent être résiduelles, et être dues au soudage ou à un écrouissage (tel que le cintrage et le formage), ainsi qu'aux contraintes appliquées (Figure 4-86 et Figure 4-87). e) Il est généralement admis que des contraintes proches de la limite d'élasticité sont nécessaires à la fissuration par corrosion sous tension de sorte que la relaxation thermique (traitement thermique après soudage) permet de prévenir de manière efficace la fissuration caustique par corrosion sous tension. Bien que des ruptures se soient produites à des niveaux de contraintes peu élevés par rapport à l'élasticité, elles sont considérées comme plus rares (Figure 4-88 à Figure 4-91). f) Les vitesses de propagation des fissures augmentent considérablement avec la température et peuvent parfois traverser la paroi en quelques heures ou quelques jours lors d’excursion en température, notamment si les conditions favorisent la concentration caustique. La concentration peut être due à un cycle de régime humide et sec, à des points chauds localisés ou à un dégazage à la vapeur à haute température. g) Il convient d'accorder une attention toute particulière aux systèmes de traçage à la vapeur et au dégazage des canalisations et autres équipements en acier au carbone non soumis à un traitement thermique après soudage. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

4.5.3.4 Unités ou équipements affectés a) La fragilisation caustique se produit souvent dans les canalisations et les équipements dans lesquels circulent des caustiques, y compris les unités d'élimination de H 2S et de mercaptan, ainsi que les équipements qui utilisent des solutions caustiques pour la neutralisation dans les unités d'alkylation à l'acide sulfurique et les unités d'alkylation à l'acide fluorhydrique. Des solutions caustiques sont parfois injectées dans le circuit d'alimentation de la colonne de distillation du brut pour le contrôle des chlorures. b) Des ruptures se sont produites dans des canalisations ou des équipements avec un traçage inapproprié, ainsi que dans des serpentins de réchauffage et autres équipements de transfert de chaleur. c) La fragilisation caustique peut se produire dans les équipements suite à un nettoyage à la vapeur après fonctionnement en milieu caustique. d) On peut observer une concentration de traces de soude dans l'eau d'alimentation des chaudières pouvant entraîner une fragilisation caustique des tubes de chaudières fonctionnant alternativement en régime humide et sec en raison d'une combustion excessive . 4.5.3.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La fissuration due à la corrosion sous tension par les caustiques se propage généralement parallèlement à la soudure dans le métal de base adjacent, mais peut également se produire dans la soudure ou dans les zones affectées thermiquement. b) La configuration de la fissuration observée à la surface de l'acier est parfois décrite comme une toile d'araignée constituée de petites fissures dont l'amorçage ou l'interconnexion se produit souvent avec des défauts de soudage générant des zones de concentration de contraintes locales.


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c) L'examen métallographique peut confirmer que les fissures sont des défauts débouchant à la surface essentiellement intergranulaires. La fissuration se produit généralement dans les constructions en acier au carbone brut de soudage, sous la forme d'un réseau de fissures très fines remplies d'oxyde. d) Il est très difficile de différencier la fissuration des aciers inoxydables de série 300, généralement transgranulaire, de la fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures (Figure 4-92). 4.5.3.6 Prévention / Protection a) Un traitement thermique de relaxation des contraintes (par exemple traitement thermique après soudage) peut constituer un moyen efficace de prévention de la fissuration. Un traitement thermique à une température de 621°C (1150°F) est considéré comme un traitement thermique de relaxation des contraintes efficace pour l'acier au carbone. La même prescription s'applique aux soudures de réparation et aux soudures de fixation internes et externes. b) Les aciers inoxydables de série 300 offrent une résistance à la fissuration quelque peu supérieure à celle de l'acier au carbone. c) Les alliages à base de nickel sont plus résistants à la fissuration et peuvent être requis à des températures et/ou des concentrations caustiques plus élevées. d) Il convient d'éviter toute chasse à la vapeur des canalisations et des équipements en acier au carbone non soumis à un traitement thermique après soudage. Il est recommandé de rincer les équipements à l'eau avant de procéder à la chasse à la vapeur. Lorsque la chasse à la vapeur se révèle nécessaire, il convient d'utiliser uniquement une vapeur d'eau basse pression pendant de courtes périodes afin de réduire l'exposition au minimum. e) Une conception et un fonctionnement appropriés du circuit d'injection sont requis pour s'assurer de la dispersion correcte de la solution caustique avant qu'elle ne pénètre dans le circuit de préchauffage du brut à haute température. 4.5.3.7 Inspection et surveillance a) Bien que les fissures puissent être détectées visuellement, il est recommandé d'utiliser des méthodes de contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente, de contrôle par courant de Foucault, de contrôle radiographique ou de contrôle par fuite de flux magnétique en courant alternatif. Il est généralement requis de préparer les surfaces par grenaillage, par jet d'eau haute pression ou d'autres méthodes. b) Il convient de ne pas utiliser le contrôle par ressuage qui ne permet pas de détecter les fissures serrées remplies de dépôts. c) Les profondeurs de fissures peuvent être mesurées à l'aide d'une méthode de contrôle par ultrasons appropriée y compris un contrôle externe par ultrasons avec un palpeur d’angle. d) Le contrôle par l'émission acoustique peut être utilisé pour surveiller la propagation des fissures et localiser les fissures en développement. 4.5.3.8 Mécanismes associés La fissuration par les amines (voir 5.1.2.2) et la fissuration par les carbonates (voir 5.1.2.5) constituent deux autres formes similaires de fissuration due à la corrosion sous tension en milieu alcalin. 4.5.3.9 Références 1. NACE 37519, NACE Corrosion Data Survey - Metals Section, Fifth édition, NACE International, Houston, TX. 2. "Fitness-For-Service Evaluation Procedures for Operating Pressure Vessels, Tanks, and Piping in Refinery and Chemical Service," MPC Report FS-26 , project No 5, Consultants Report, Materials Properties Council, NY, 1995. 3. J.K. Nelson, "Materials of Construction for Alkalies and Hypochlorites," Process Industries Corrosion The Theory and Practice, NACE International, Houston, TX, 1986, pp. 297-310.

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TABLEAU DE SERVICE DE LA SOUDE CAUSTIQUE ZONE "C" UTILISATION DES ALLIAGES AU NICKEL A CONSIDERER DANS CETTE ZONE

MECANISME DE ROBINETTERIE EN ALLIAGES AU NICKEL DANS LES ZONES "B" & "C" ZONE "B"

) F ° n e ( e r u t a r é p m e T

) F ° n e ( E R U T A R E P M E T

ACIER AU CARBONE SOUDURES & COUDES EN ACIER AU CARBONE RELAXE

ZONE "A"

) C ° n e ( E R U T A R E P M E T

) C ° n e ( e r u t a r é p m e T

ACIER AU CARBONE RELAXATION INUTILE

CONCENTRATION EN NaOH, EN % DU POIDS

Figure 4-85 - Limites opérationnelles recommandées pour l'acier au carbone utilisé en milieu caustique. (réf. 1)

Figure 4-86 - Amorçage de fissuration à la surface intérieure d'un coude d'échangeur thermique en acier au carbone non relaxé après 8 années de service dans un milieu caustique de 15% à 20%, dans une plage de température de 60°C à 115°C (140°F à 240°F).

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Figure 4-87 - Microphotographie d'une fissure dans le tube illustré à la Figure 4-86.

Figure 4-88 - Fissuration de la plaque tubulaire d'une chaudière due à la concentration du milieu caustique entre le tube et la plaque tubulaire.

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Figure 4-89 - Microphotographie d'une fissure dans la plaque tubulaire de la Figure 4-88.

Figure 4-90 - Microphotographie d'une fissuration par fragilisation caustique partant du diamètre intérieur de la soudure d'une canalisation soudée par emboîtement en acier au carbone sans traitement thermique après soudage, dans un ballon d'aspiration en aval d'une tour de lavage à la soude caustique. Sans attaque.


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4-143

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Figure 4-91 - Figure 4-90, après décapage.

Figure 4-92 - Soufflets de dilatation en acier inoxydable d'une turbine à vapeur qui a subi précédemment un entraînement accidentel de soude caustique.


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4.5.4


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Fissuration due à la corrosion sous tension par l’ammoniac

4.5.4.1 Description de l'endommagement a) Les courants aqueux contenant de l'ammoniac peuvent provoquer la fissuration par corrosion sous tension (SCC) de certains alliages de cuivre. b) L'acier au carbone en contact avec l’ammoniac est sensible à la fissuration due à la corrosion sous tension. 4.5.4.2 Matériaux affectés a) Certains alliages de cuivre dans les milieux comportant des composés ammmoniaqués et/ou de l'ammoniac. b) Acier au carbone au contact de l'ammoniac. 4.5.4.3 Facteurs critiques a) Pour les alliages de cuivre i) Les alliages sensibles peuvent subir une fissuration sous l'action combinée d'une contrainte résiduelle et de composés chimiques. ii) Les alliages de cuivre et de zinc (laitons), y compris le laiton amirauté et les laitons d'aluminium, sont sensibles à la fissuration. iii) La teneur en zinc des laitons affecte la sensibilité, notamment dans la mesure où elle est supérieure à 15%. iv) Une phase aqueuse avec de l’ammoniac ou des composés ammoniacaux doit être présente. v) La présence d'oxygène est nécessaire, mais des traces suffisent. vi) pH supérieur à 8,5. vii) Se produit quelle que soit la température. viii) Les contraintes résiduelles de fabrication ou de laminage des tubes peuvent favoriser la fissuration. b) Pour l'acier i) L’ammoniac anhydre contenant moins de 0,2% d’eau entraîne une fissuration de l'acier au carbone. ii) Le traitement thermique après soudage élimine la sensibilité de la plupart des aciers courants (résistance à la traction < 70 ksi). iii) Une contamination par de l'air ou de l'oxygène accroît la tendance à la fissuration. 4.5.4.4 Unités ou équipements affectés a) Tubes en alliages de cuivre et de zinc des échangeurs thermiques. b) L'ammoniac est présent dans certains milieux comme contaminant du procédé ou peut être ajouté délibérément comme neutralisant des acides. c) L'acier au carbone est utilisé pour les réservoirs de stockage de l'ammoniac, les canalisations et les équipements des unités de réfrigération de l'ammoniac, ainsi que pour certains procédés de raffinage des huiles. 4.5.4.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Alliages de cuivre i) Les fissures débouchant à la surface peuvent présenter des produits de corrosion bleuâtres. ii) Les tubes d'échangeurs thermiques présentent des fissures simples ou à fortes ramifications à la surface. iii) La fissuration peut être transgranulaire (Figure 4-93 et Figure 4-94) ou intergranulaire (Figure 4-95), selon le milieu et le niveau de contrainte. b) Pour l'acier au carbone i) La fissuration se produit au niveau des soudures exposées non soumises à un traitement thermique après soudage et au niveau des zones affectées thermiquement.

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4.5.4.6 Prévention / Protection a) Alliages de cuivre i) Les alliages de cuivre et de zinc présentent une meilleure résistance lorsque la teneur en zinc est inférieure à 15%. ii) Les alliages 90-10CuNi et 70-30CuNi sont quasiment insensibles. iii) Il est parfois possible de contrôler la fissuration due à la corrosion sous tension en service vapeur en prévenant toute entrée d'air. iv) Les aciers inoxydables de série 300 et les alliages à base de nickel sont insensibles. b) Acier au carbone i) La fissuration due à la corrosion sous tension de l'acier peut être évitée par l'application d'un traitement thermique après soudage ou par l'ajout de petites quantités d'eau dans l'ammoniac (0,2%). Il doit être tenu compte des phases vapeur pouvant contenir moins de 0,2% d'eau en raison de la répartition de l'ammoniac en phase aqueuse. ii) Il convient que la dureté des soudures ne dépasse pas 225 HB iii) Prévenir toute pénétration d'oxygène dans les installations de stockage. 4.5.4.7 Inspection et surveillance a) Pour les alliages de cuivre i) Surveiller le pH et la teneur en ammoniac de l'eau et prélever des échantillons afin d'évaluer la sensibilité des alliages de cuivre. ii) Inspecter les tubes d'échangeurs thermiques pour rechercher la présence de fissuration par contrôle par courant de Foucault ou inspection visuelle. Toute surface laminée est extrêmement sensible. b) Pour les réservoirs de stockage et/ou les canalisations en acier en contact avec l'ammoniac i) Procéder à un contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente des soudures internes des réservoirs. ii) Contrôle externe par ultrasons avec un palpeur d’angle. iii) Contrôle par l'émission acoustique. 4.5.4.8 Mécanismes associés Sans objet. 4.5.4.9 Références 1. "Corrosion Basics - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp. 117. 2. ASM Metals Handbook , "Corrosion," Volume 13, ASM International, Materials Park, OH. 3. Cohen, "Copper and Copper-Base Alloys," Process Industries Corrosion - The Theory and Practice , NACE International, Houston, TX, 1986.


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Figure 4-93 - Vue à fort grossissement d'une coupe de tube d'échangeur en laiton montrant la fissuration transgranulaire.

Figure 4-94 - Vue à fort grossissement d'une coupe de tube d'échangeur en laiton montrant la fissuration intergranulaire.

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Figure 4-95 – Fissuration due à la corrosion sous tension externe de tubes d'échangeurs thermiques en laiton sur le circuit de tête d'une colonne de séparation du brut.

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4.5.5


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Fragilisation par métaux liquides (LME)

4.5.5.1 Description de l'endommagement La fragilisation par métaux liquides (LME) est une forme de fissuration qui se produit lorsque certains métaux fondus sont en contact avec des alliages spécifiques. La fissuration peut être très soudaine et de nature fragile. 4.5.5.2 Matériaux affectés De nombreux matériaux couramment utilisés y compris l'acier au carbone, les aciers faiblement alliés, les aciers haute résistance, les aciers inoxydables de série 300, les alliages à base de nickel, ainsi que les alliages de cuivre, d'aluminium et de titane. 4.5.5.3 Facteurs critiques a) La fragilisation par métaux liquides se produit dans des combinaisons très spécifiques de métaux en contact avec des métaux à point de fusion bas tels que le zinc, le mercure, le cadmium, le plomb, le cuivre et l'étain. Les combinaisons types d'alliages et de métaux utilisées dans l'industrie sont présentées dans le Tableau 4-7. b) Les contraintes de traction élevées favorisent la fissurati on ; l'amorçage de cette dernière peut toutefois s'effectuer simplement par contact entre le métal fondu et l'alliage sensible. Il suffit de très petites quantités de métal à point de fusion bas pour provoquer une fragilisation par métaux liquides. c) La contrainte de traction contribue aux vitesses de propagation des fissures. La fissuration sous charge peut être extrêmement rapide de sorte que les fissures peuvent se produire sur la paroi en l'espace de quelques secondes de contact avec le métal fondu. d) Une fissuration peut se produire après de longues périodes d'exposition des surfaces contaminées aux métaux liquides. e) Un métal sensible en contact avec un métal fondu à de basses températures peut se fissurer ultérieurement lorsque la température dépasse la température de fusion de l'alliage à point de fusion bas. 4.5.5.4 Unités ou équipements affectés a) Lors d'un incendie, les métaux fondus peuvent goutter ou entrer en contact avec un métal sensible. Citons à titre d'exemples la fusion du zinc de galvanisation, les gaines électriques en cadmium, l'étain ou le plomb des brasures et les éléments de cuivre en fusion. b) La fragilisation par métaux liquides peut se produire en tout point où l'on observe des couples de fragilisation par métaux liquides. Citons à titre d'exemple courant, les canalisations ou les récipients en acier inoxydable de série 300 en contact avec (ou précédemment soumis à un frottement contre) de l'acier galvanisé (Figure 4-96 et Figure 4-97). c) Dans les raffineries, on trouve du mercure dans certains pétroles bruts, ce dernier pouvant se condenser dans le circuit de tête de la colonne atmosphérique, fragilisant ainsi les éléments de l'échangeur en laiton, alliage 400, titane ou aluminium. d) La défaillance des instruments de traitement qui utilisent du mercure peut conduire à l'introduction du métal liquide dans les courants de raffinage (Figure 4-98). e) La fragilisation par métaux liquides des éléments en aluminium s'est produite dans des unités cryogéniques de gaz du fait de la condensation de mercure liquide. 4.5.5.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'endommagement dû à la fragilisation par métaux liquides se traduit par des fissures fragiles dans un matériau par ailleurs ductile. Seul un examen métallographique permet de confirmer la fragilisation par métaux liquides par la présence de fissures intergranulaires, généralement remplies du métal à point de fusion bas. b) L'utilisation de techniques telles que l'analyse spectrographique peut se révéler nécessaire pour confirmer la présence des espèces de métaux fondus. 4.5.5.6 Prévention / Protection a) Il est possible de prévenir la fragilisation par métaux liquides uniquement en évitant que les substrats métalliques ne soient en contact avec le métal à point de fusion bas. Par exemple, il convient de ne pas souder des éléments en acier galvanisé à des aciers inoxydables de série 300. Il est recommandé de protéger ces derniers afin d'éviter tout contact avec les éléments galvanisés, ainsi que toute surpulvérisation de revêtements en zinc ou en zinc inorganique.


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b) Dès l'amorçage d'une fissuration due à la fragilisation par métaux liquides, le meulage de la zone affectée ne constitue pas une réparation acceptable. 4.5.5.7 Inspection et surveillance a) Les fissures peuvent être détectées par contrôle magnétosco pique dans le cas de l'acier ferritique et par contrôle par ressuage dans le cas des aciers inoxydables de série 300 et des alliages à base de nickel. b) Du fait de la densité élevée du mercure, la radiographie a été utilisée pour localiser les dépôts à l'intérieur des tubes d'échangeurs thermiques. 4.5.5.8 Mécanismes associés a) La fragilisation par métaux liquides est également appelée fissuration par métaux liquides (LMC). b) Les alliages de nickel sont sensibles à un mécanisme similaire provoqué par l'eutectique nickel-sulf ure de nickel qui se forme à une température de 625°C (1157°F). 4.5.5.9 Références 1. ASM Metals Handbook , "Failure Analysis and Prevention," Volume 11, ASM International, Materials Park, OH. 2. C.P. Dillon, "Corrosion Control in the Chemical Process Industries," Materials Technology Institute, MO, 1994, pp. 84 -85.

Tableau 4-7 - Certains couples sensibles à la fragilisation par métaux liquides (Réf. 1) Alliage sensible Aciers inoxydables de série 300 Alliages de cuivre Alliage 400 Alliages d'aluminium Aciers haute résistance

Métal fondu Zinc Mercure Mercure Mercure Cadmium, Plomb

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FIGURE 1 DESSIN DU DETAIL D'UNE CANALISATION RECUE POUR ANALYSE VUE EN PLAN

EMPLACEMENT DES FISSURES VISIBLES

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Figure 4-96 - Dessin d'un coude en acier inoxydable qui a subi une fragilisation par métaux liquides suite à l'écoulement de zinc fondu lors d'un incendie.

Figure 4-97 - Microphotographie d'une coupe du coude de la Figure 4-96, montrant la nature intergranulaire des fissures remplies de zinc de l'acier inoxydable.


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Figure 4-98 - Fragilisation par métaux liquides du monel due au mercure dans un accumulateur de l'installation de gaz d'une unité de craquage catalytique en lit fluidisé.

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4.5.6


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Fragilisation par l'hydrogène (HE)

4.5.6.1 Description de l'endommagement Une perte de ductilité des aciers haute résistance due à la pénétration d'hydrogène atomique peut provoquer une fissuration fragile. La fragilisation par l'hydrogène (HE) peut se produire au cours de la fabrication, du soudage ou des applications pouvant introduire de l'hydrogène dans l'acier dans un milieu aqueux, corrosif ou gazeux. 4.5.6.2 Matériaux affectés Acier au carbone et aciers faiblement alliés, aciers inoxydables de série 400, aciers inoxydables durcissables par précipitation (PH) et certains alliages à base de nickel haute résistance. 4.5.6.3 Facteurs critiques a) Les trois conditions suivantes doivent être satisfaites : i) L'acier/alliage doit contenir une concentration critique d'hydrogène. ii) Le niveau de résistance et la microstructure de l'acier/alliage doivent être sensibles à la fragilisation. iii) Les contraintes résiduelles et/ou appliquées doivent introduire une contrainte au-delà du seuil applicable pour la fragilisation par l'hydrogène. b) L'hydrogène peut provenir : i) du soudage - l'utilisation d'électrodes humides ou d'électrodes de soudage à flux à teneur élevée en humidité peut contribuer à l'introduction d'hydrogène dans l'acier (fissuration différée). ii) du nettoyage et du décapage dans des solutions acides. iii) d'une utilisation dans des atmosphères gazeuses d'hydrogène à haute température où l'hydrogène moléculaire se dissocie pour former de l'hydrogène atomique pouvant se diffuser dans l'acier. iv) de services en milieu H 2S humide ou avec de l'acide fluorhydrique au cours desquels l'hydrogène atomique diffuse dans l'acier. (Les cyanures, l'arsenic et le FeS peuvent agir en qualité d’inhibiteurs de recombinaison de l'hydrogène réduisant la réaction de ce dernier et permettant ldes taux de charge plus élevés.) v) de la fabrication - à savoir les méthodes de fusion ou les procédés de fabrication notamment lors du placage des éléments (cloquage dû à l'hydrogène). vi) de la protection cathodique. c) L'effet est accentué à des températures comprises entre la température ambiante et des températures d'environ 149°C (300°F). Ce même effet diminue proportionnellement à l'augmentation de la température, ce qui rend improbable toute fragilisation par l'hydrogène au-delà d'une température comprise entre 71°C et 82°C (160°F et 180°F). d) La fragilisation par l'hydrogène affecte les propriétés statiques bien davantage que les propriétés de résilience. La présence d'hydrogène couplée à l'application d'une contrainte suffisante peut entraîner une rupture rapide. e) La quantité d'hydrogène piégé dépend du milieu, des réactions surfaciques et de la présence de pièges d'hydrogène dans le métal tels que les imperfections, les inclusions et les défauts ou les fissures préexistants. f) La quantité d'hydrogène nécessaire pour obtenir un effet mesurable sur les propriétés mécaniques varie avec le niveau de résistance, la microstructure et le traitement thermique de l'alliage. Dans certains cas, des seuils de concentrations d'hydrogène critiques ont été établis. g) Les contraintes comprennent le refroidissement en cours de fabrication, les contraintes résiduelles de soudage ou les charges appliquées. h) Les éléments de forte épaisseur sont plus vulnérables du fait de contraintes thermiques accrues et d’un bridage important, et de l’accroissement de la durée nécessaire pour diffuser l'hydrogène. i) En règle générale, l'augmentation de la résistance accompagne celle de la sensibilité à la fragilisation par l'hydrogène. Certaines microstructures, telles que la martensite et la perlite non revenues, sont plus sensibles, au même niveau de résistance, que la martensite revenue. L'acier au carbone soumis à une charge d'hydrogène élevée a une ténacité moindre qu'en l'absence de toute charge d'hydrogène.

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4.5.6.4 Unités ou équipements affectés a) Les applications pour lesquelles la fragilisation par l'hydrogène constitue une source de préoccupation comprennent les canalisations et les récipients en acier au carbone utilisés en service H 2S humide dans les unités de craquage catalytique en lit fluidisé, d'hydrotraitement, de traitement des amines et des eaux acides, ainsi que d'alkylation à l'acide fluorhydrique. Toutefois, l'acier doux utilisé pour les récipients et les canalisations dans la plupart des applications de raffinage, d'utilisation des combustibles fossiles et de procédé, a une ductilité peu élevée et n'est généralement pas sensible à la fragilisation par l'hydrogène, à l'exception des soudures, notamment les zones affectées thermiquement, en l'absence de tout traitement thermique après soudage approprié. b) Les sphères de stockage sont souvent constituées d'aciers sensiblement plus résistants et sont plus sensibles que la plupart des autres équipements de raffinerie. c) Les boulons et les ressorts en acier à haute résistance sont très sensibles à la fragilisation par l'hydrogène. (Les alliages dont la résistance à la traction est supérieure à 150 ksi peuvent absorber de l'hydrogène lors du dépôt électrolytique et fissurer.) d) Les réacteurs Cr-Mo, les ballons et les enveloppes d'échangeur qui équipent les unités d'hydrotraitement et les unités de reformage catalytique sont sensibles à la fragilisation par l'hydrogène si la dureté des zones affectées thermiquement par la soudure excède 235 HB (Figure 4-99). 4.5.6.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'amorçage de la fissuration due à la fragilisation par l'hydrogène peut s'effectuer sous la surface, bien que celle-ci se traduise dans la plupart des cas par une fissure débouchant à la surface. b) La fragilisation par l'hydrogène se produit en des points soumis à des contraintes résiduelles ou triaxiales élevées (entailles, fixations) et aux endroits où la microstructure est favorable, tels que les zones affectées thermiquement par la soudure. c) A grande échelle, les preuves visibles sont souvent peu nombreuses, bien que les surfaces de certains matériaux présentent une rupture fragile. A petite échelle, la rupture ductile de la surface du matériau est moins importante, mais doit souvent être comparée à une rupture sans présence d'hydrogène. d) La fissuration des aciers à plus grande résistance est souvent intergranulaire. 4.5.6.6 Prévention / Protection a) Tenir compte de la source de l'hydrogène, de la composition de l'alliage et de la fabrication/traitement thermique suivis. b) Utiliser des aciers de moindre résistance et appliquer le traitement thermique après soudage en vue du revenu de la microstructure, améliorer la ductilité et réduire les contraintes résiduelles et la dureté. c) Utiliser, lors du soudage, des électrodes sèches à basse teneur d'hydrogène et appliquer un traitement de préchauffage. Si la diffusion de l'hydrogène dans le métal est attendue, un traitement élevé [204°C ou plus (400°F ou plus)] peut se révéler nécessaire pour extraire l'hydrogène préalablement au soudage. d) Les équipements à paroi épaisse utilisés dans les services à l'hydrogène chaud requièrent l'application de méthodes d'arrêt et de démarrage sous contrôle afin de réguler la séquence de pressurisation en fonction de la température. e) Dans les applications aqueuses corrosives, appliquer un revêtement de protection, un lining en acier inoxydable ou un recouvrement par soudage afin de prévenir les réactions de surface avec l'hydrogène. 4.5.6.7 Inspection et surveillance a) Pour l'inspection de la fissuration de surface, utiliser le contrôle par ressuage, le contrôle magnétoscopique ou le contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente. b) Le contrôle par ultrasons peut également être utile dans la détection des fissures dues à la fragilisation par l'hydrogène. c) Bien souvent, la sensibilité du contrôle radiographique ne permet pas de détecter les fissures dues à la fragilisation par l'hydrogène. d) Lorsque la source d'hydrogène est un milieux aqueux à basse température, il est possible de contrôler le flux d'hydrogène à l'aide d'instruments spécialisés. 4.5.6.8 Mécanismes associés Egalement appelés cloquage dû à l'hydrogène, fissuration sous cordon, fissuration différée, fissuration induite par l'hydrogène et fissuration par l'hydrogène. La corrosion fissurante provoquée par l'hydrogène sulfuré (voir 5.1.2.3) et la fissuration due à la corrosion sous tension par l'hydrogène dans l'acide fluorhydrique (voir 5.1.2.4) sont des formes de fragilisation par l'hydrogène très proches. --`,,`,,,-`-`,,`,,`,`,,`---


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4.5.6.9 Références 1. W.E. Erwin and J.G. Kerr, "The Use of Quenched and Tempered 2-1/4Cr-1Mo Steel for Thick Wall Reactor Vessels in Petroleum Refinery Processes: An Interpretive Review of 25 Years of Research and Application, WRC Bulletin No 275 , Welding Research Council, NY. 2. R.S. Treseder, "Guarding Against Hydrogen Embrittlement," Chemical Engineering Magazine, June 1981, Chemical Week Publishing, NY, 1981. 3. ASM Metals Handbook , Volume 13, "Corrosion," ASM International, Materials Park, OH. 4. "Corrosion Basics - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp. 120-121.

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Figure 4-99 - Fissure de fragilisation par l'hydrogène dans une soudure circonférentielle de la boîte de distribution d'un échangeur thermique 2,25Cr-1Mo à paroi épaisse. Dureté = 235 HB

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ARTICLE 5.0 MECANISMES D'ENDOMMAGEMENT DANS L'INDUSTRIE DU RAFFINAGE 5.1 Généralités.............................................................................................................................................. 1 5.1.1 Phénomènes de perte d'épaisseur uniforme ou localisée............................................................... 1 5.1.1.1 Corrosion par les amines................................................................................................................. 1 5.1.1.2 Corrosion par le disulfure d'ammonium (eau acide alcaline) .......................................................... 4 5.1.1.3 Corrosion par le chlorure d'ammonium ........................................................................................... 8 5.1.1.4 Corrosion par l'acide chlorhydrique (HCl)...................................................................................... 10 5.1.1.5 Corrosion par H 2/H2S à haute température ................................................................................... 13 5.1.1.6 Corrosion par l'acide fluorhydrique................................................................................................ 16 5.1.1.7 Corrosion par les acides naphténiques (NAC) .............................................................................. 19 5.1.1.8 Corrosion par le phénol (acide carbolique) ................................................................................... 23 5.1.1.9 Corrosion par l'acide phosphorique............................................................................................... 24 5.1.1.10 Corrosion par l’eau acide........................................................................................................... 25 5.1.1.11 Corrosion par l'acide sulfurique ................................................................................................. 27 5.1.2 Fissuration sous l'influence du milieu ambiant .............................................................................. 31 5.1.2.1 Fissuration due à la corrosion sous tension par les acides polythioniques (PASCC)................... 31 5.1.2.2 Fissuration due à la corrosion sous tension par les amines ......................................................... 37 5.1.2.3 Endommagement par H 2S en milieu humide (Cloquage/Fissuration par l'hydrogène(HIC) / Fissuration par l'hydrogène orienté par des contraintes (SOHIC) / Fissuration due à la corrosion sous tension par l'hydrogène sulfuré (SSC)) ...................................................................................................... 41 5.1.2.4 Fissuration sous contrainte par l'hydrogène dans l'acide fluorhydrique........................................ 50 5.1.2.5 Fissuration due à la corrosion sous tension par les carbonates ................................................... 52 5.1.3 Autres mécanismes ....................................................................................................................... 56 5.1.3.1 Attaque par l'hydrogène à haute température (HTHA).................................................................. 56 5.1.3.2 Hydruration du titane ..................................................................................................................... 61 5.2 Schémas de procédé d'unités de traitement ........................................................................................ 65 5.2.1 Unité de traitement du brut / atmosphérique et sous vide............................................................. 65 5.2.2 Cokeur différé (delayed coker) ...................................................................................................... 65 5.2.3 Craquage catalytique en lit fluidisé................................................................................................ 65 5.2.4 Récupération des fractions légères de craquage catalytique en lit fluidisé .................................. 65 5.2.5 Reformage catalytique - Regénération en continu du catalyseur ................................................. 65 5.2.6 Reformage catalytique - en lit fixe ................................................................................................. 65 5.2.7 Unités de traitement hydrogénant - Hydrotraitement, Hydrocraquage.......................................... 65 5.2.8 Alkylation à l'acide sulfurique ........................................................................................................ 65 5.2.9 Alkylation à l'acide fluorhydrique ................................................................................................... 65 5.2.10 Traitement aux amines.................................................................................................................. 65 5.2.11 Récupération du soufre ................................................................................................................. 65 5.2.12 Strippeur d’eau procédé ................................................................................................................ 65 5.2.13 Isomérisation ................................................................................................................................. 65 5.2.14 Reformage à l'hydrogène .............................................................................................................. 65 ` , , ` , ` , , ` , , ` ` , , , ` , , ` -


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5.1 Généralités Les sections qui suivent traitent des mécanismes d'endommagement utilisés en raffinerie. La section 5.2 comprend les schémas de procédé des unités de traitement. Ces schémas illustrent la position la plus probable, au sein de l'unité, des mécanismes d'endommagement particuliers. 5.1.1 5.1.1.1

Phénomènes de perte d'épaisseur uniforme ou localisée Corrosion par les amines

5.1.1.1.1 Description de l'endommagement a) La corrosion par les amines fait référence à la corrosion généralisée et/ou localisée qui se produit principalement sur l'acier au carbone dans les procédés de traitement des amines. La corrosion, qui n'est pas provoquée par l'amine proprement dit, résulte des gaz acides dissous (CO 2 et H2S), des produits de dégradation de l'amine, des sels d'amine stables à la chaleur (HSAS) et d'autres contaminants. b) La fissuration due à la corrosion sous tension de l'acier au carbone dans les circuits d'amines est traitée au 15.1.2.2. 5.1.1.1.2 Matériaux affectés Essentiellement l'acier au carbone. Les aciers inoxydables de série 300 sont très résistants. 5.1.1.1.3 Facteurs critiques a) La corrosion dépend de la conception et des méthodes d'exploitation, du type d'amines, de la concentration en amines, des contaminants, de la température et de la vitesse. b) La corrosion par les amines est étroitement liée au fonctionnement de l'unité. A quelques exceptions près, l'acier au carbone convient à la plupart des composants d'une unité correctement conçue et exploitée. La plupart des problèmes rencontrés ont pour origine une conception défectueuse, des méthodes de fonctionnement inappropriées ou une contamination de la solution. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

c) La corrosion dépend également du type d'amine utilisé. En règle générale, les alkanolamines peuvent être classées par ordre d'agressivité, de la plus agressive à la moins agressive : à savoir la monoéthanolamine (MEA), la diglycolamine (DGA), la di-isopropylamine (DIPA), la diéthanolamine (DEA) et la méthyldiéthanolamine (MDEA). d) Les solutions d'amines pauvres sont généralement non corrosives du fait de leur faible conductivité et/ou de leur pH élevé. Une accumulation excessive de sels d'amine stables à la chaleur (HSAS) supérieure à environ 2%, en fonction du type d'amine, peut toutefois augmenter les vitesses de corrosion. e) L'ammonium, le H 2S et le HCN accélèrent la corrosion dans le condenseur du régénérateur et lacanalisation d'évacuation, ainsi que dans la canalisation de reflux, les vannes et les pompes, f) La vitesse de corrosion s’accroît avec la température, notamment dans les circuits d'amine riche. Les températures supérieures à environ 104°C (220°F) peuvent entraîner une vaporisation instantanée du gaz acide et une corrosion localisée importante lorsque la perte de charge est suffisamment élevée. g) La vitesse des flux de procédé influence la vites se de corrosion par les amines ainsi que la nature de l’attaque. La corrosion est généralement uniforme ; toutefois, des vitesses et des turbulences élevées provoquent des pertes d'épaisseur localisées. Dans le cas de l'acier au carbone, les limites de vitesse courantes sont généralement comprises entre 3 et 6 pieds/seconde pour les amines riches et correspondent à environ 20 pieds/seconde pour les amines pauvres. 5.1.1.1.4 Unités ou équipements affectés a) Les unités fonctionnant avec des amines sont utilisées dans les raffineries afin d'éliminer l’H 2S, le CO2 et les mercaptans des flux de procédé provenant de nombreuses unités, y compris les unités de transformation du brut, de cokéfaction, de craquage catalytique en lit fluidisé, de reformage à l'hydrogène, d'hydrotraitement et de gaz résiduaires. b) Le rebouilleur et le régénérateur constituent des zones où la température et la turbulence du flux d'amines sont les plus élevées et peuvent entraîner des problèmes de corrosion importants. c) Le côté amines pauvres des échangeurs amines pauvres/riches, les canalisations de transport d'amines pauvres et riches chaudes, les pompes de solution d'amine et les purificateurs constituent également des zones sujettes à la corrosion.


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5.1.1.1.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'acier au carbone et les aciers faiblement alliés subissent un amincissement uniforme généralisé, une corrosion localisée ou une corrosion sous dépôts localisée (Figure 5-1). b) L'amincissement est uniforme par nature lorsque la vitesse de flux de procédé est peu élevée, il est en revanche localisé pour des vitesses élevées associées à une turbulence. 5.1.1.1.6 Prévention / Protection a) Un fonctionnement approprié du circuit d'amines constitue le moyen le plus efficace de contrôle de la corrosion, en portant une attention toute particulière aux taux de charge en gaz acides. De plus, pour éviter la formation de produits corrosifs de dégradation de l’amine, il convient que la température de procédé ne dépasse pas les limites recommandées. Un contrôle approprié du taux de charge et de la température du rebouilleur se révèle nécessaire pour maintenir la température de tête du régénérateur. b) Il convient d'éviter tout particulièrement l'accumulation de sels d'amine stables à la chaleur à des niveaux inacceptables. c) Il convient que la conception des circuits inclue des mesures de contrôle des pertes de charge locales afin de réduire au minimum la vaporisation instantanée. Dans les zones où cette disposition est inévitable, une amélioration avec des aciers inoxydables de la série 300 ou avec d'autres alliages résistant à la corrosion peut être nécessaire. Les plateaux et les pièces internes en acier inoxydable de série 410 sont également utilisés dans les colonnes d'absorption et de strippage. d) Les introductions d'oxygène entraînent des vitesses de corrosion élevées et contribuent à la formation de sels stables à la chaleur. Il convient d'inerter les réservoirs de stockage et les ballons tampons avec un gaz. e) Il convient d'éliminer les solides et les hydrocarbures de la solution d'amine par filtration et par un contrôle du procédé. La filtration de la solution d'amine pauvre est vraisemblablement plus efficace que la filtration de la solution d'amine riche pour l'élimination des solides. f) Le contrôle de la corrosion par les amines à des niveaux acceptables peut requérir l'utilisati on d'inhibiteurs de corrosion. 5.1.1.1.7 Inspection et surveillance a) Les méthodes utilisées pour l’inspection interne des équipements sont l'examen visuel et les mesures d'épaisseur par ultrasons. Des dispositifs de balayage par ultrasons ou des examens radiographiques du profil sont utilisés pour le contrôle externe. b) Il est également possible de contrôler la corrosion au moyen de coupons et/ou de sondes. c) Il convient de focaliser le contrôle sur les surfaces chaudes de l'unité telles que les canalisations de charge et de retour du rebouilleur, les canalisations chaudes d'amine pauvre/riche et les canalisations du condenseur de tête de la colonne de strippage. 5.1.1.1.8 Mécanismes associés Le paragraphe 5.1.2.2 traite également de la fissuration due à la corrosion sous tension par les amines. 5.1.1.1. Références 1. J. Gutzeit "Refinery Corrosion Overview," Process Industries Corrosion - The Theory and Practice , NACE International, Houston, TX, 1986, pp. 171-189. 2. L.R. White and D.E. Street, "Corrosion Control in Amine Treating Units," Proceedings of the Special Symposium on Corrosion in the Oil Refining Industry , NACE International, Houston, TX, 1996. 3. R.B. Nielsen et al, "Corrosion in Refinery Amine Systems," CORROSION/95 , Paper No 571, NACE International, Houston, TX, 1995. 4. API Recommended Practice 945, Avoidi ng Environmental Cracking in Amine Units , American Petroleum Institute, Washington, D.C.


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Soudure Gorge ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

Figure 5-1 – Corrosion localisée par les amines, décelée au niveau de la soudure d'une canalisation entre le rebouilleur et la colonne de regénération dans une unité de traitement MEA. De nombreux autres cas similaires ont été révélés, dont certains vont même jusqu'à mi-épaisseur. A l'origine, elles avaient été identifiées de façon erronée comme des fissures après contrôle ultrasons par ondes transversales.


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5.1.1.2

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Corrosion par le disulfure d'ammonium (eau acide alcaline)

5.1.1.2.1 Description de l'endommagement a) Corrosion agressive se produisant dans les flux d'effluents d'un réacteur d'hydrotraitement et dans les unités utilisant de l'eau acide alcaline. b) La corrosion localisée a donné lieu à plusieurs défaillances importantes dans les circuits d'effluents des réacteurs d'hydrotraitement. 5.1.1.2.2 Matériaux affectés a) L'acier au carbone est moins résistant. b) Les aciers inoxydables de série 300, les aciers inoxydables duplex, les alliages d'aluminium et les alliages à base de nickel sont plus résistants, en fonction de la concentration en disulfure d'ammonium (NH4HS) et de la vitesse. 5.1.1.2.3 Facteurs critiques a) La concentration en NH4HS, la vitesse et/ou la turbulence localisée, le pH, la température, la composition des alliages et la répartition du flux sont autant de facteurs critiques à prendre en considération. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

b) Le développement de la corrosion est parallèle à l'augmentation de la concentration en NH 4HS et de la vitesse. En dessous d'un poids équivalant à 2%, les solutions ne sont généralement pas corrosives. Audessus d'un poids équivalant à 2%, les solutions sont toujours plus corrosives. c) Dans les réacteurs d'hydrotraitement, les réacteurs de craquage catalytique en lit fluidisé et les fours de cokéfaction, l'azote contenu dans la charge est converti en ammoniac et réagit avec l’H 2S pour former du NH4HS. Ce dernier forme un précipité dans la phase gazeuse du flux d'effluents du réacteur à des 3 températures inférieures à 66°C (150°F) environ, selon la concentration en NH et H 2S, et peut entraîner un encrassement et un colmatage à moins qu'il ne soit rincé avec de l'eau de lavage. d) Les dépôts de sels NH 4HS provoquent une corrosion sous dépôts et un encrassement. e) De l'oxygène et du fer présents dans l'eau de lavage injectée dans l'effluent du réacteur d'hydrotraitement peuvent entraîner une corrosion et un encrassement accrus. f) La présence de cyanures aggrave la corrosion dans les unités de traitement des GPL des craqueurs catalytiques en lit fluidisé, des coqueurs et des circuits de tête des strippeurs d’eau, en détruisant le film de sulfure qui assure normalement la protection du film sous-jacent. 5.1.1.2.4 Unités ou équipements affectés a) Unités d'hydrotraitement i) Les sels de NH4HS forment un précipité dans le flux d'effluents du réacteur lorsque la température tombe sous une plage comprise entre 49°C et 66° C (120°F et 150°F). ii) Une corrosion accélérée par l'encrassement et/ou la vitesse se produit au niveau des : iii) boîtes des aéroréfrigérants, iv) canalisations d'entrée et de sortie des aéroréfrigérants, ainsi que des tubes d'échangeurs, v) canalisations d’entrée ou sortie des séparateurs de l’effluent du réacteur, vi) canalisations de soutirage de l'eau acide des séparateurs de l’effluent du réacteur ; une vaporisation instantanée peut entraîner une érosion-corrosion importante en aval des vannes de régulation (Figure 5-2), vii) canalisations de gaz des séparateurs haute pression, viii) canalisations d'hydrocarbures des séparateurs de l’effluent du réacteur en raison de l'entraînement d'eau acide, ix) circuit de tête des strippeurs d’eau. b) Unités de craquage catalytique en lit fluidisé Le poids des concentrations de NH 4HS est généralement inférieur à 2%, mais des vitesses élevées et/ou la présence de cyanures peuvent éliminer la couche protectrice de sulfure de fer.


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c) Strippeur d’eau procédé (SWS) Concentrations élevées de NH 4HS dans les canalisations de tête des colonnes de strippage, les condenseurs, les canalisations, le ballon de tête et la tuyauterie de reflux, et présence éventuelle de cyanures. d) Unités de traitement des amines On trouve des concentrations élevées de NH 4HS dans les circuits de tête des régénérateurs et les canalisations de reflux en fonction du mode d'exploitation de l'unité. e) Cokeur différé (delayed coker) On trouve des concentrations élevées de NH 4HS dans l’unité de traitement des gaz en aval de la colonne de fractionnement. 5.1.1.2.5

Aspect ou morphologie de l'endommagement

a) Une perte d'épaisseur généralisée de l'acier au carbone, associée à d'éventuelles vitesses localisées très élevées de perte d'épaisseur de la paroi, qui peut se produire aux points de changements de direction ou au niveau de zones d'écoulement turbulent au-delà d'une concentration de poids équivalant à 2%. b) Des vitesses peu élevées peuvent entraîner une corrosion sous dépôts extrêmement localisée au cas où le volume d'eau disponible est insuffisant pour dissoudre les précipités de sels NH 4HS. c) Les échangeurs thermiques peuvent être obstrués et présenter une perte de régime due à l'encrassement. d) Une solution d’NH4HS corrode rapidement les tubes en laiton amirauté et autres alliages de cuivre. 5.1.1.2. Prévention / Protection a) Il convient qu'une conception appropriée prévoie une alimentation équilibrée et symétrique en entrée et en sortie des aéroréfrigérants. b) Examiner avec la plus grande attention la conception et les vitesses localisées au fur et à mesure que les conditions de traitement changent, notamment lorsque les concentrations de NH 4HS excèdent 2 % en poids et commencent à approcher 8 % en poids ou plus. c) Maintenir les vitesses dans les limites techniques recommandées, comprises entre 3 et 6 m/seconde (10 et 20 pieds/seconde) pour l'acier au carbone. L'acier au carbone peut subir des vitesses de corrosion élevées quand la concentration poids de NH 4HS est supérieures à environ 8 %. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

d) Utiliser des matériaux de construction résistants (par exemple alliage 825, acier inoxydable duplex) à des vitesses supérieures à 6 m/s (20 pieds/seconde), selon la concentration en NH 4HS. e) Prévoir et maintenir une injection d'eau de lavage appropriée à faible teneur en oxygène ; prévoir un volume d'eau supplémentaire suffisant afin de s'assurer qu'une quantité d'eau adéquate demeure sous forme de liquide afin de diluer les sels de NH 4HS. Utiliser des cannes de pulvérisation appropriées et une métallurgie adéquate. f) Du titane et l’alliage C276 ont été utilisés dans les condenseurs de tête des unités de strippage d’eau. g) Les tubes d'échangeur en aluminium sont extrêmement sensibles à un endommagement par érosioncorrosion. 5.1.1.2.7 Inspection et surveillance a) Il convient de prendre en compte dans un plan soigneusement élaboré les données des ingénieurs de procédé, de fabrication et des ingénieurs matériau/corrosion permettant de déterminer les zones spécifiques de vulnérabilité. Déterminer, par échantillonnage et calcul, la teneur en disulfure d'ammonium. b) Procéder de manière fréquente à une analyse par contrôle ultrasons et/ou une mesure de l'épaisseur des profils par contrôle radiographique des zones de vitesses faibles et élevées. c) Effectuer un contrôle par ultrasons en aval des vannes de régulation avec des concentrations élevées de NH4HS. d) Utiliser les dispositifs de contrôle interne par sonde rotative, par courant de Foucault (en champ lointain) et par perte de flux magnétique des tubes d’aéroréfrigérants en acier. e) Contrôler par courant de Foucault des tubes d’aéroréfrigérants non magnétiques. f) Contrôler les dispositifs d'injection d'eau et les débitmètres afin d'assurer un fonctionnement approprié. Mécanismes associés Erosion/érosion-corrosion (voir 4.2.14).


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5.1.1.2.9 Références 1. R. L. Piehl, "Survey of Corrosion in Hydrocracker Effluent Air Coolers," Materials Protection, NACE International, Houston, TX, 1976. 2. E. F. Ehmke, "Corrosion Correlation with Ammonia and Hydrogen Sulfide in Air Coolers," Materials Protection, NACE International, Houston, TX, 1975. 3. J. Turner, "Control Corrosion in Washwater Systems," Hydrocarbon Processing, June 1997, pp. 87-95. 4. C. Harvey and A. Singh, "Mitigate Failures for Reactor Effluent Air Coolers," Hydroc arbon Processing, October 1999, pp. 59-72. 5. "Ammonium Salt Corrosion in Hydrotreating Unit Stripper Column Overhead Systems," CORROSION/99, April 1999, NACE International, Houston,TX, 1999. 6. Refinery Injection Systems," NACE Technical Committee Report, April 1998, draft report, unpublished, NACE International, Houston,TX. 7. API RP 932-B, Design, Materials, Fabrication, Operation and Inspection Guidelines for Corrosion Control in Hydroprocessing Reactor Effluent Air Cooler (REAC), American Petroleum Institute, Washington, D.C.

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Figure 5-2 – Coude et section droite en acier au carbone de 5 cm (environ 2 pouces) sur une canalisation d'eau acide au départ d'un séparateur haute-pression à froid d'une unité d'hydrotraitement.


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5.1.1.3

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Corrosion par le chlorure d'ammonium

5.1.1.3.1 Description de l'endommagement Corrosion généralisée ou localisée, se présentant le plus souvent sous la forme d'une piqûration, généralement en présence de dépôts de chlorure d'ammonium ou de sels d'amine, souvent en l'absence d'une phase aqueuse libre. 5.1.1.3.2 Matériaux affectés Tous les matériaux couramment utilisés sont sensibles, par ordre croissant de résistance, à savoir : acier au carbone, aciers faiblement alliés, aciers inoxydables de série 300, alliages 400, acier inoxydable duplex, 800 et 825, alliages 625 et C276 et titane. 5.1.1.3.3 Facteurs critiques a) La concentration (NH 3, HCl, H2O ou sels aminés), la température et la présence d’eau constituent les facteurs critiques. b) Les sels de chlorure d'ammonium peuvent former un précipité précipit é à partir de flux à haute température soumis à un refroidissement, refroidissement, selon la concentration de NH 3 et de HCl, et peuvent corroder les canalisations et les équipements à des températures nettement supérieures au point de condensation de l'eau [> 149°C (300°F)]. c) Les sels de chlorure d'ammonium sont hygroscopiques et absorbent l'eau de manière immédiate. Une faible quantité d'eau peut entraîner une corrosion très agressive [> 2,5 mm/an (> 100 mpy)]. d) Les sels de chlorure d'ammonium et de chlorhydrate d’amine sont extrêmement solubles dans l'eau, très corrosifs et forment une solution acide lorsqu'ils sont mélangés à l'eau. Certaines amines neutralisantes réagissent avec les chlorures pour former des chlorhydrates aminés pouvant agir de façon similaire. e) L'augmentation L'augmentation des vitesses de corrosion est conjointe conjointe à celle de la température. f) Lorsque le dépôt des sels s'effectue au-delà du point de condensation de l'eau, une injection d'eau de lavage peut se révéler nécessaire pour les dissoudre. 5.1.1.3.4 5.1.1.3 .4 Unités ou équipements affectés a) Têtes de colonnes de séparation du brut. i) Les têtes, plateaux, canalisations et échangeurs peuvent être sujets à l'encrassement et à la corrosion. Des dépôts peuvent se produire dans les zones à faible écoulement en raison de la présence d'ammoniac et/ou de sels de chlorure d’ammonium qui condense de la phase vapeur. ii) La présence d'ammoniac ou de sels de chlorure d’ammonium peut affecter les reflux circulant des têtes de colonnes. b) Hydrotraitement. Les effluents des réacteurs sont sujets à l'encrassement et à la corrosion par les sels de chlorure d'ammonium. Un lavage à l’eau peut se révéler nécessaire en cas d'encrassement des échangeurs ou de chute de capacité. c) Reformage catalytique Les effluents des réacteurs et le circuit de recyclage d’H 2 sont sujets aux dépôts de sels de chlorure d'ammonium et à la corrosion. d) Les circuits de têtes des colonnes de fractionnement fractionnement et les reflux des FCC et des unités sont sujets à la corrosion par le chlorure d'ammonium et à la corrosion par les sels. 5.1.1.3.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Les sels ont un aspect blanchâtre, verdâtre ou brunâtre. Le nettoy age à l’eau et/ou la chasse à la vapeur éliminent les dépôts rendant de ce fait difficile à détecter les signes d'encrassement d'encrassement lors d'une inspection visuelle interne. b) La corrosion qui se produit sous la couche d'application des sels est généralement très localisée et entraîne une piqûration. c) Les vitesses de corrosion corrosion peuvent être extrêmemen extrêmementt élevées. 5.1.1.3.6 5.1.1. 3.6 Prévention / Protection Les alliages qui résistent le mieux à la piqûration ont une meilleure résistance aux sels de chlorure d'ammonium, mais même la plupart des alliages à base de nickel et des alliages de titane peuvent subir une piqûration. a) Unité de traitement du brut

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i) Limiter la quantité de sels en réduisant les chlorures dans la charge d'alimentation de la colonne par dessalage et/ou ajout de soude caustique au brut dessalé. ii) Un lavage à l'eau de la conduite de la tête de colonne de séparation du brut peut être nécessaire afin d'éliminer les dépôts de sels. iii) Des inhibiteurs aminés filmogènes sont souvent ajoutés afin de contrôler la corrosion. b) Hydrotraitement. i) Limiter la quantité de chlorures dans la charge du réacteur. ii) Limiter également la quantité de chlorures dans l'alimentation en hydrogène d'appoint. iii) L'effluent du réacteur peut faire l'objet d'un lavage à l'eau continu ou intermittent afin d'éliminer les dépôts de sels. c) Reformage catalytique i) L'effluent du réacteur peut être traité afin d'éliminer les chlorures. ii) Le nettoyage hydraulique a été utilisé dans certains cas, mais la conception du circuit doit faire l'objet de la plus grande attention. iii) Certaines têtes de colonnes peuvent nécessiter la présence d'amines neutralisantes ou filmogènes. 5.1.1.3.7 Inspection et surveillance a) L'accumulation L'accumulat ion de sels de chlorure d'ammonium peut être très localisée, rendant difficile toute détection de la corrosion qui en résulte. b) Il peut être fait appel au contrôle radiographique ou aux mresures d’épaisseur par ultrasons pour déterminer l'épaisseur de paroi résiduelle. c) Le contrôle de la charge et des effluents permet de donner une indication de la quantité d'ammoniac et de chlorures présents, une simulation procédé pouvant toutefois se révéler nécessaire pour déterminer la concentration et les températures au point de rosée. Lorsque la température du dépôt des sels de chlorure d'ammonium a été calculée, la surveillance et la régulation de la température peuvent se révéler efficaces pour maintenir des températures de métal supérieures à la température du dépôt des sels. d) La présence de dépôts est souvent détectée par l'augmentation l'augmentati on de la perte de charge ou la dégradation du rendement thermique des échangeurs. e) Des sondes ou des coupons de corrosion peuvent se révéler utiles, mais le sel doit se déposer sur la sonde pour pouvoir détecter la corrosion. 5.1.1.3.8 Mécanismes associés Corrosion par le HCl (voir 5.1.1.4). 5.1.1.3.9 Références 1. C. Shargay et al, "Design Considerations to Minimize Ammonium Chloride Corrosion in Hydrotreater REACs," CORROSION/2001, CORROSION/2001, Paper No 1543, NACE International, Houston, TX, 2001. 2. C. Shargay et al, "Ammonium Salt Corrosion in Hydrotreating Hydrotreati ng Unit Stripper Column Overhead Systems," NACE Corrosion/99 Conference, Conference, Paper No 392, NACE International, Houston, TX, 1999. 3. Refinery Injection and Process Mixing Points," NACE International International Publication 34101, NACE International, International, Houston, TX, mars 2001. 4. J. Turner, "Control Corrosion Corrosion in Washwater Systems," Hydrocarbon Hydrocarbon Processing, Processing, June 1997, pp. 87- 95.


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5.1.1.4


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Corrosion par l'acide chlorhydrique (HCl)

5.1.1.4.1 Description de l'endommagement a) L'acide chlorhydrique (HCl aqueux) qui provoque à la fois une corrosion généralisée et localisée, est très agressif pour la plupart des matériaux de construction courants pour une large gamme de concentrations. b) L'endommagement qui se produit dans les raffineries est le plus souvent associé à la corrosion au point de rosée par laquelle les vapeurs qui contiennent de l'eau et du chlorure d'hydrogène se condensent à partir du flux de tête d'une colonne de strippage, de fractionnement ou de rectification. Les premières gouttelettes d'eau qui se condensent peuvent être extrêmement acides (pH faible) et favoriser des vitesses de corrosion élevées. 5.1.1.4.2 Matériaux affectés Tous les matériaux de construction courants utilisés dans les raffineries. 5.1.1.4.3 Facteurs critiques a) Concentration Concentrati on d'acide HCl, température et composition de l'alliage. b) L'importance de la corrosion augmente conjointement à l'augmentation l'augmentati on de la concentration de HCl et de la température. c) Un acide HCl aqueux peut se former sous les dépôts de chlorure d'ammonium ou de sels de chlorhydrate d’ammonium dans les échangeurs et les canalisations. Les dépôts absorbent immédiatement l'eau du flux de procédé ou l'eau de lavage injectée. Le chlorure d'hydrogène est généralement non corrosif dans les flux de procédé anhydre, mais devient très corrosif au contact de l'eau pour former de l'acide chlorhydrique. d) L'acier au carbone et les aciers faiblement alliés sont sujets à une corrosion excessive lorsqu'ils sont exposés à toute concentration d'acide HCl générée à un pH inférieur à environ 4,5. e) La résistance des aciers inoxydables des séries 300 et 400 à l’HCl n'est pas suffisante, quelle que soit la concentration ou la température. f) L'alliage 400, le titane et certains autres alliages à base de nickel ont une bonne résistance à l’acide chlorhydrique dilué dans de nombreuses applications en raffinerie. g) La présence d'agents oxydants (oxygène, ions ferriques et cuivriques) augmente la vitesse de corrosion, notamment pour l'alliage 400 et l'alliage B-2. Le titane se comporte bien dans des conditions oxydantes, se détériore rapidement en service HCL anhydre. 5.1.1.4.4 5.1.1.4 .4 Unités ou équipements affectés Plusieurs unités sont sujettes à une corrosion par HCl, notamment les unités de traitement et de distillation atmosphérique et sous-vide du brut, les unités d'hydrotraitement et les unités de reformage catalytique. a) Unité de traitement du brut i) Dans le circuit de tête de la colonne de strippage atmosphérique, la corrosion due à l'acide HCl se produit au moment de la condensation des premières gouttelettes d'eau provenant du flux de vapeur du sommet de la colonne. L'eau obtenue peut avoir un pH très faible et peut entraîner des vitesses de corrosion très élevées dans les tuyauteries, ainsi que dans les calandres, les tubes et les boîtes de retour des échangeurs et les bouts morts froids. ii) La corrosion par HCl peut également poser problème dans les éjecteurs et les équipements de condensation des têtes de colonnes de strippage sous vide. b) Unités U nités d'hydrotraitement d'hydrotraitem ent i) Les chlorures peuvent pénétrer dans l'unité sous forme de chlorure organique dans la charge d'hydrocarbures ou avec l'hydrogène de recyclage, et réagir pour former de l’HCl. ii) Les sels de chlorure d'ammonium peuvent se former dans différentes parties de l'unité y compris du côté effluent des échangeurs charge/effluent du fait de la présence de NH 3 et de HCl, ou peuvent se condenser avec l'eau dans l'effluent. iii) Les flux contenant de l’HCl peuvent migrer par la partie fractionnement, entraînant une corrosion importante au point de rosée acide, au point de mélange où il entre en contact avec l'eau.


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c) Unités de reformage catalytique i) Les chlorures peuvent être strippés du catalyseur et réagir pour former de l’HCl qui est transporté par l’effluent, le circuit de régénération, la stabilisation, le débutaniseur et les échangeurs de charge et préchauffage. ii) Les vapeurs contenant de l’HCl peuvent migrer par la section de fractionnement de l’unité de traitement des gaz, entraînant une corrosion au point de rosée acide ou aux points de mélange. 5.1.1.4.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'acier au carbone et les aciers faiblement alliés allié s subissent un amincissement uniforme généralisé, une corrosion ou une attaque sous dépôts localisée. b) Les aciers inoxydables des séries 300 et 400 subissent souvent une piqûration et les aciers inoxydables de série 300 peuvent faire l'objet d'une fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures. 5.1.1.4.6 Prévention / Protection a) Unités de traitement du brut i) Optimiser la séparation et l’extraction de l'eau des réservoirs de brut ainsi que le dessalage du brut afin de réduire la teneur en chlorures de la charge de la colonne de séparation du brut. Une teneur en chlorures inférieure ou égale à 20 ppm dans l'eau présente dans l'accumulateur de tête constitue généralement l'objectif à atteindre. ii) Le passage de l'acier au carbone à des alliages à base de nickel ou de titane peut réduire les problèmes de corrosion par l'HCl. L'utilisation de tubes en titane permet de résoudre la plupart des problèmes de corrosion des tubes de condenseur de tête. iii) Un nettoyage hydraulique peut être envisagé pour réaliser la trempe du flux de tête et pour faciliter la dilution de la concentration de l’acide chlorhydrique en voie de condensation. iv) L'injection de soude caustique en aval du dessaleur constitue une autre méthode courante utilisée pour réduire la quantité de HCl se dirigeant vers la tête. Des directives de conception et de fonctionnement appropriées doivent être observées afin d'éviter toute fissuration due à la corrosion sous tension par les caustiques et tout encrassement dans l'unité de préchauffage de la charge. v) Diverses combinaisons d'ammoniac, d'amines neutralisantes et d'amines filmogènes peuvent être injectées dans la tuyauterie de tête de la colonne de strippage atmosphérique en amont du point de condensation de l'eau. b) Hydrotraitement. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

i) Réduire au minimum l'écoulement de l'eau et des sels de chlorure des unités amont, y compris les sels de chlorhydrate aminé neutralisants.

ii) Réduire au minimum le HCl dans les flux d’hydrogène (par exemple installer des épurateurs ou des lits de protection afin d'extraire les ions de Cl présents dans l'hydrogène produit dans les unités de reformage catalytique).

iii) Utiliser, après sélection, sélection, des alliages à base de nickel résistant à la corrosion. c) Reformage catalytique i) Comme dans les hydrotraitements, mais en plus, le lavage à l’eau des effluents a aussi été employé pour extraire les chlorures fortement solubles. Il est recommandé d'accorder une attention toute particulière à la conception et au fonctionnement de ces équipements. La réduction au minimum de la quantité d'eau et/ou des composés oxygénés dans la charge permet de réduire le strippage des chlorures du catalyseur. ii) Des absorbants spéciaux présents dans les lits et les installations de traitement des chlorures peuvent être utilisés pour éliminer les chlorures de l'hydrogène de recyclage, ainsi que des flux d'hydrocarbures liquides. 5.1.1.4.7 Inspection et surveillance a) Dans le cas de l'acier au carbone, l'endommagement se présente généralement sous la forme d'un amincissement général, mais peut être extrêmement localisé lors de la condensation d'une phase aqueuse. b) Une corrosion sérieuse peut également être observée au niveau des points de mélange des flux contenant de l’HCI anhydre avec les flux contenant de l'eau libre ou au niveau des points de refroidissement des flux saturés d'eau en dessous du point de rosée. c) Des méthodes d'analyse ultrasonore automatique ou une radiographie des profils permet de détecter les zones sujettes à un amincissement local effectif.


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d) Le contrôle du procédé et de la corrosion représente un aspect important d'un programme approprié pour réduire au minimum les effets de la corrosion par HCl. e) Il est généralement procédé à une vérification du pH de l'eau contenue dans l’appendice du ballon accumulateur de tête de la colonne de strippage atmosphérique à chaque changement de poste. D'autres variables incluant la teneur en chlorures et en fer font l'objet d'une vérification moins fréquente mais doivent être soumises à un contrôle régulier. f) Les phases aqueuses qui se produisent dans les autres unités sont également soumises à un contrôle par échantillonnage périodique des prélèvements d'eau sur le ballon de tête des colonnes de fractionnement ou de strippage. g) Des sondes et/ou coupons de corrosion disposés aux endroits appropriés peuvent fournir des informations supplémentaires concernant la vitesse et l'étendue de l'endommagement. 5.1.1.4.8 Mécanismes associés Corrosion par le chlorure d'ammonium (voir 5.1.1.3), fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures et corrosion localisée (voir 4.5.1). 5.1.1.4.9 Références 1. Metals Handbook , "Corrosion," Volume 13, ASM International, International, Materials Park, OH. 2. A. Bagdasarian et al, "Crude Unit Corrosion and Corrosion Control, CORROSION/96 , Paper No 615, NACE International, Houston, TX, 1996. ` , , ` , ` , , ` , , ` ` , , , ` , , ` -


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Corrosion par H 2 /H 2 S à haute température

5.1.1.5.1 Description de l'endommagement La présence d'hydrogène dans les flux de H 2S augmente la gravité de la corrosion par les sulfures à haute température, et ce, à des températures supérieures à environ 260°C (500°F). Cette forme de sulfuration entraîne généralement une perte d'épaisseur uniforme associée aux circuits chauds des unités d’hydrotraitement. 5.1.1.5.2 Matériaux affectés Par ordre croissant de résistance : acier au carbone, aciers faiblement alliés et aciers inoxydables des séries 400 et 300. 5.1.1.5.3 Facteurs critiques a) La température, la présence d'hydrogène, la concentration en H 2S et la composition des alliages constituent les principaux facteurs qui influencent la sulfuration à haute température. b) Lorsque l'hydrogène est présent en quantités significatives, les vitesses de corrosion sont supérieures aux vitesses associées à la sulfuration à haute température en l'absence d'hydrogène (voir 4.4.2). c) Les vitesses de sulfuration augmentent conjointement à l'augmentation de la teneur en H 2S et notamment à l'élévation de la température tel qu'illustrée à la Figure 5-3. d) On relève des vitesses de corrosion plus élevées avec les unités de désulfuration du gazole et les unités d'hydrotraitement qu'avec les unités de désulfuration du naphta, et ce, par un facteur de presque "2". e) La composition chimique de l'alliage permet de déterminer la sensibilité à la sulfuration. f) L'augmentation de la teneur en chrome de l'alliage améliore la résistance (Figure 5-4). L'amélioration demeure toutefois peu importante avec l'augmentation de la teneur en chrome jusqu'à environ 7-9Cr, tel que l'indiquent les facteurs de réduction de vitesse relative décrits dans le Tableau 5-1. g) Les alliages à base de nickel contenant du chrome sont similaires à l'acier inoxydable. Des niveaux de chrome identiques fournissent une résistance à la corrosion identique. 5.1.1.5.4 Unités ou équipements affectés a) Cette forme de corrosion se produit dans les canalisations et les équipements des unités soumises à des flux H2/H2S à haute température y compris toutes les unités de traitement par l’hydrogène telles que les unités d’hydrotraitement, de désulfuration et les hydrocraqueurs. b) Une corrosion accrue significative peut être observée en aval des points d'injection de l'hydrogène. 5.1.1.5.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion apparaît comme une perte d'épaisseur uniforme du côté procédé accompagnée de la formation d'un dépôt de sulfure de fer. b) Le volume de ce dépôt est égal à environ 5 fois le volume de perte de métal et peut se présenter en plusieurs couches. c) Ce dépôt gris brillant fortement adhérent fixé à la surface peut être considéré, à tort, comme du métal non affecté. 5.1.1.5.6 Prévention / Protection a) L'utilisation d'alliages à teneur élevée en chrome permet de réduire au minimum l'endommagement par la corrosion. b) Les aciers inoxydables de série 300 tels que les types 304L, 316L, 321 et 347 sont très résistants aux températures de service. 5.1.1.5.7 Inspection et surveillance a) Les mesures d'épaisseur par ultrasons, une inspection visuelle et les contrôles radiographiques sont utilisés pour surveiller la perte d'épaisseur. b) Il convient de vérifier les température de service réelles sur site afin de les comparer aux températures de calcul. c) Il est recommandé de vérifier de manière régulière les simulations de procédé afin de confirmer que les niveaux d’H2S n'ont pas fait l'objet d'une augmentation significative.


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5.1.1.5.8 Mécanismes associés La sulfuration à haute température en l'absence d'hydrogène est traitée au 4.4.2. 5.1.1.5.9 Références 1. ASM Metals Handbook , "Corrosion in Petroleum Refining and Petrochemical Operations," Volume 13, ASM International, Materials Park, OH. 2. NACE Course Book, "Corrosion Control in the Refining Industry," NACE International, Houston, TX, 1999.

Tableau 5-1- Facteurs de vitesse par rapport à la teneur en chrome. (Réf. 2) Alliage Acier au carbone – 0,5Mo 1Cr-0,5Mo 2,25Cr-0,5Mo 5Cr-0,5Mo 7Cr-1Mo 9Cr-1Mo

Facteur de vitesse 1 0,96 0,91 0,80 0,74 0,68

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Vitesse de corrosion prévisionnelle (Millièmes de pouces par an)

S 2 H % e l o M

Pas de corrosion

Température (en °F)

Figure 5-3 – Vitesse de corrosion de l'acier au carbone utilisé en milieu H 2 /H2S, dans une unité de désulfuration de naphta sur la base de courbes de Couper-Gorman modifiées. (Réf. 1)

Concentration en H2S au-dessus de 1 Mole en %

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Acier au carbone 5% Cr

Température Figure 5-4 – Courbes de vitesses de corrosion pour divers alliages en service dans un milieu H 2 /H2S (Réf. 1)


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5.1.1.6


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Corrosion par l'acide fluorhydrique

5.1.1.6.1 Description de l'endommagement La corrosion par l'acide fluorhydrique peut entraîner des vitesses élevées de corrosion généralisée ou localisée et peut être accompagnée d'une fissuration par l'hydrogène, d'un cloquage et/ou d'une fissuration HIC/SOHIC (voir 5.1.2.3 et 5.1.2.4). 5.1.1.6.2 Matériaux affectés a) Acier au carbone, alliages cuivre-nickel, alliage 400. b) D'autres alliages à base de nickel tels que l'alliage C276 ont également été utilisés dans certaines applications. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

c) Les aciers faiblement alliés et les aciers inoxydables des séries 300 et 400 sont sensibles à la corrosion et/ou fissuration et ne conviennent généralement pas à des applications avec de l'acide fluorhydrique. 5.1.1.6.3 Facteurs critiques a) La concentration en acide fluorhydrique (teneur en eau), la température, la composition des alliages et la présence de contaminants, y compris l'oxygène et le soufre, constituent les facteurs de contrôle. b) L'acier au carbone forme un dépôt de fluorure protecteur dans l'acide concentré anhydre. La perte du dépôt protecteur par des vitesses ou une turbulence élevées, entraîne des vitesses de corrosion fortement accélérée. c) La présence d'eau peut déstabiliser le dépôt de fluorure et le convertir en un dépôt non protecteur volumineux. d) La concentration en "acide fluorhydrique dans l'eau" de la phase acide constitue la principale source de préoccupation. Bien que le flux de procédé contienne essentiellement des hydrocarbures, l'acide est considéré comme une phase distincte. La quantité d'eau présente dans la phase acide permet de déterminer la concentration. e) Les unités d'alkylation à l'acide fluorhydrique types fonctionnent avec une teneur en eau dans l'acide comprise entre 1% et 3%, ce qui équivaut à une concentration d'acide fluorhydrique comprise entre 97% et 99%, et les températures sont généralement inférieures à 66°C (150°F). Dans ces conditions, l'acier au carbone est largement utilisé pour tous les équipements, sauf lorsque des tolérances serrées sont nécessaires (c'est-à-dire pour les pompes, vannes, instruments). f) L'augmentation des vitesses de corrosion est parallèle à l'élévation de la température et à la réduction de la concentration en acide fluorhydrique (augmentation de la teneur en eau). g) Les éléments résiduels de l'acier au carbone (%Cu, %Ni, %Cr) peuvent accélérer la corrosion dans certaines parties de l'unité, mais les recommandations propres aux applications industrielles n'ont fait l'objet d'aucune élaboration formelle. Certains utilisateurs limitent la teneur totale en éléments résiduels (RE) à 0,20% maximum, où RE = %Cu + %Ni +%Cr. Voir Figure 5-5. h) La contamination par l'oxygène accroît la vitesse de corrosion de l'acier au carbone et favorise la corrosion accélérée, ainsi que la fissuration due à la corrosion sous tension de l'alliage 400. 5.1.1.6.4 Unités ou équipements affectés a) Les canalisations et les équipements de l'unité d'alkylation à l'acide fluorhydrique, les réseaux de torche et les unités en aval exposés à un entraînement d'acide sont également affectés. b) La plupart des équipements sont en acier au carbone à l'exception de la colonne de redistillation/régénération d’acide fluorhydrique et du ballon de neutralisation de l'acide qui sont habituellement constitués en tout ou partie d'alliage 400. c) Des vitesses de corrosion élevées ont été observées : i) dans les canalisations et les équipements fonctionnant à une température au-delà de 66°C (150°F) ; ii) dans les bouts morts y compris les orifices d'entrée des soupapes de décharge, ainsi que les évents et les purges de faible diamètre ; iii) les vapeurs condensant dans les tuyauteries et condenseurs de tête de l’iso-strippeur, dépropaniseur, et stripper d’HF ou de propane. iv) sur les faces de brides ; v) les faisceaux d'échangeurs thermiques qui réchauffent les flux contenant de l'acide tels que le vaporiseur d'acide.


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d) Un encrassement important aux produits de corrosion contenant du fluorure de fer a été observé dans les canalisations, les échangeurs thermiques et les parties supérieures de l’isostrippeur et du dépropaniseur. 5.1.1.6.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion se présente sous la forme d'un amincissement localisé, général ou sévère de l'acier au carbone. b) Elle peut s'accompagner d'une fissuration sous contrainte par l'hydrogène, d'un cloquage et/ou d'un endommagement par fissuration HIC/SOHIC. c) Un encrassement significatif dû à des dépôts de fluorure de fer peut également accompagner la corrosion. d) L'alliage 400 montre une perte d'épaisseur uniforme mais n'est pas accompagné d'un écaillage significatif. e) L'alliage 400 non détensionné est sensible à la fissuration due à la corrosion sous tension lorsqu'il est en contact avec des vapeurs d'acide fluorhydrique humides en présence d'oxygène. Un traitement de détente ou un traitement thermique équivalent peut réduire la sensibilité de l'alliage 400 à de telles conditions. 5.1.1.6.6 Prévention / Protection a) Il convient de surveiller étroitement la perte d'épaisseur de l'acier au carbone utilisé à des températures au-delà de 66°C (150°F), de même qu'il peut se révéler nécessaire d’améliorer la métallurgie en adoptant l’alliage 400. b) Il est possible de se prémunir contre la corrosion par une utilisation prudente de l'unité afin de réduire au minimum la teneur en eau, oxygène, soufre et autres contaminants dans la charge. c) Maintenir des contrôles stricts concernant la teneur en eau de l'acide en circulation. d) L'alliage 400 (massif ou plaqué) peut être utilisé pour éliminer les problèmes associés au cloquage et à la fissuration HIC/SOHIC. Un traitement thermique de détente est requis pour réduire au minimum toute possibilité de fissuration due à la corrosion sous tension. e) L'alliage C276 a été utilisé en remplacement de l'alliage 400 ayant rencontré des problèmes de fissuration. 5.1.1.6.7 Inspection et surveillance a) Le contrôle par ultrasons et le contrôle radiographique permettent de surveiller la perte d'épaisseur. b) Le recours à des programmes particuliers spéciaux visant à contrôler les canalisations de faible diamètre, la corrosion des faces de brides, le cloquage et la fissuration HIC/SOHIC est recommandé comme souligné dans la norme API RP 751. 5.1.1.6.8 Mécanismes associés La fissuration par le milieu ambiant de l'acier au carbone et de l'alliage 400 peut se produire dans le cadre du processus de fragilisation à l'hydrogène. Se reporter au 5.1.2.4 corrosion fissurante par l'hydrogène dans l'acide fluorhydrique et au 5.1.2.3 pour une description du cloquage et de l'endommagement par HIC/SOHIC. 5.1.1.6.9 Références 1. API Recommended Practice 751, Safe Operation of Hydrofluoric Acide Alkylation Units, American Petroleum Institute, Washington, D.C. 2. NACE Publication 5A171, Materials for Receiving, Handling, and Storing Hydrofluoric Acid , 1995 Revision, NACE International, Houston, TX, 1995. 3. J. D. Dobis, D. R. Clarida and J. P. Richert, "Survey Reveals Nature of Corrosion in HF Alkylation Units", Oil and Gas Journal , 6 March 1995, Vol. 93, N° 10, pp. 63-68. 4. A.C. Gysbers et al, "Materials for Hydrofluoric Acid Service in the New Millenium", CORROSION/01, Paper No 345, NACE International, Houston, TX, 2001. 5. J. D. Dobis, D.G. Williams and D. L. Bryan Jr., "The Effect of Operating Conditions on Corrosion in HF Alkylation Units", CORROSION/04, Paper No 645, NACE International, Houston, TX, 2004.

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Figure 5-5 – Coupe d'une canalisation en acier au carbone montrant une corrosion préférentielle de la tuyauterie avec, à droite, une teneur élevée en éléments résiduels (%Cu + %Ni + % Cr), par rapport à la partie gauche de la soudure où il y a une faible teneur en éléments résiduels.

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Corrosion par les acides naphténiques (NAC)

5.1.1.7.1 Description de l'endommagement Forme de corrosion à haute température se produisant principalement dans les unités de distillation de brut atmosphérique et sous vide ainsi que dans les unités en aval qui transforment certaines fractions ou coupes contenant des acides naphténiques. 5.1.1.7.2 Matériaux affectés Acier au carbone, aciers faiblement alliés, aciers inoxydables des séries 300 et 400 et alliages à base de nickel. 5.1.1.7.3 Facteurs critiques a) La corrosion par l'acide naphténique est fonction de la teneur en acides naphténiques (indice d’acide), de la température, de la teneur en soufre, de la vitesse et de la composition des alliages. b) La gravité de la corrosion augmente tout comme l'acidité de la phase d'hydrocarbures. c) L'indice d'acide ou l'indice d'acide (TAN) constitue une mesure de l'acidité (teneur en acide organique) telle que déterminée par différentes méthodes d'essai telles que celle de l'ASTM D-664. La corrosion par l'acide naphténique est toutefois associée à des flux d'hydrocarbures chauds et secs ne contenant aucune phase aqueuse libre. d) L'indice d'acidité (TAN) du brut peut être trompeur dans la mesure où cette famille d'acides comprend une gamme de points d'ébullition et tend à se concentrer dans différentes coupes. La corrosion par l'acide naphténique est par conséquent déterminée par l'acidité du flux réel et non par la charge de brut. e) Les différents acides relevant de la famille des acides naphténiques peuvent avoir une corrosivité totalement différente. f) Aucune méthode de prévision communément acceptée n'a été élaborée pour associer la vitesse de corrosion aux divers facteurs qui l'influencent. g) Le soufre favorise la formation du sulfure de fer et a un effet inhibant sur la corrosion par l'acide naphténique jusqu'à un certain point. h) Les acides naphténiques éliminent les dépôts de sulfure de fer protecteurs à la surface des métaux. i) La corrosion par les acides naphténiques peut représenter un problème particulier avec de très faibles quantités de brut soufré dont l'indice d'acidité est égal à 0,10. j) La corrosion par l'acide naphténique se produit généralement dans les flux chauds dont la température est supérieure à 218°C (425°F) mais des cas de corrosion de ce type ont été observés à une température ° de 177°C (350 F). La gravité de la corrosion augmente avec la température jusqu'à environ 400°C (750°F) ; une corrosion par les acides naphténiques a toutefois été observée dans des flux de gazole de cokéfaction chauds dont la température peut atteindre 427°C (800°F). k) Les acides naphténiques sont détruits par les réactions catalytiques se produisant dans les unités avals d'hydrotraitement et de craquage catalytique en lit fluidisé. l) Les alliages contenant une teneur plus importante en molybdène montrent une meilleure résistance. Un pourcentage minimal compris entre 2% et 2,5% est requis selon l'indice d'acidité global du brut et de ses coupes latérales. m) La corrosion est plus importante dans les écoulements biphasiques (liquide et vapeur), dans les zones de vitesse ou de turbulence élevée, ainsi que dans les colonnes de strippage où les vapeurs chaudes se condensent pour former des gouttelettes en phase liquide. 5.1.1.7.4 Unités ou équipements affectés a) Tubes de four atmosphérique et sous vide ; conduites de transfert de brut atmosphérique et sous vide ; canalisations de fond de distillation sous vide, circuits de gazole de distillation atmosphérique (AGO) ; circuits de gazole lourd sous vide (HVGO) et parfois de gazole léger sous vide (LVGO). Des cas de corrosion par l'acide naphténique ont également été signalés dans les flux de gazole léger de cokéfaction (LCGO) et de gazole lourd de cokéfaction (HCGO) dans des unités de cokéfaction différée traitant une charge à indice d'acidité élevé. b) Les circuits de canalisations sont particulièrement sensibles dans les zones à vitesse ou à turbulence élevée, voire à changement de sens d'écoulement prononcé, telles que les pièces internes de pompes, les vannes, les coudes, les raccords en T et les réducteurs, ainsi que dans les zones de perturbation de l'écoulement telles que les cordons de soudure et les puits thermométriques. c) Les pièces internes des colonnes de strippage du brut atmosphérique et sous vide peuvent également être corrodées dans les zones de détente, les garnitures d'étanchéité et les pièces internes où des flux fortement acides se condensent ou des gouttelettes à vitesse élevée impactent sur la surface. --`,,`,,,-`-`,,`,,`,`,,`---


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d) La corrosion par les acides napthéniques se produit dans les flux d'hydrocarbures chauds en aval des unités de traitement du brut et en amont des points de mélange avec de l’hydrogène. 5.1.1.7.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion par l'acide naphténique se caractérise par une corrosion localisée, une piqûration ou une saignée causée par l'écoulement dans les zones à vitesse élevée (Figure 5-6 et Figure 5-7). b) Dans les conditions de condensation à vitesse peu élevée, de nombreux alliages comprenant l'acier au carbone, les aciers faiblement alliés et les aciers inoxydables de série 400, peuvent révéler une perte d'épaisseur uniforme et/ou une piqûration. 5.1.1.7.6 Prévention / Protection a) Pour les unités et/ou les organes des systèmes qui n'ont pas été conçus pour résist er à la corrosion par les acides naphténiques, les options qui s'offrent à l'utilisateur consistent à modifier ou à mélanger des bruts, à améliorer la métallurgie, à utiliser des inhibiteurs chimiques ou une certaine combinaison de ces éléments. b) La corrosion par l'acide naphténique peut être réduite par un mélange du brut afin de réduire l'indice d'acidité et/ou d'augmenter la teneur en soufre. c) Utiliser des alliages à teneur en molybdène plus élevée pour une meilleure résistance (Tableau 5-2). d) Des inhibiteurs de corrosion par les acides naphténiques à haute température ont été utilisés de manière plus ou moins satisfaisante. Les effets préjudiciables éventuels sur l'activité catalytique en aval doivent toutefois être pris en considération. L'efficacité des Inhibiteurs doit faire l'objet d'un contrôle attentif. e) Dans des conditions sévères, l'acier inoxydable de type 317L ou d'autres alliages à teneur en molybdène plus élevée peuvent être requis. 5.1.1.7.7 Inspection et surveillance a) Le contrôle par ultrasons et le contrôle radiographique permettent de contrôler les épaisseurs, mais il peut se révéler difficile d'identifier les érosions localisées. Par conséquent il convient que le contrôle radiographique soit la première méthode de détection suivie des mesures d’épaisseur par ultrasons. b) Surveiller l'indice d'acidité et la teneur en soufre de la charge de brut et des soutirages latéraux afin de déterminer la répartition des acides dans les différentes coupes. c) Des sondes de corrosion à résistance électrique et des porte-coupons de corrosion peuvent être utilisés. d) La teneur en Fe et en Ni des fractions peut être contrôlée afin d'évaluer la corrosion dans le système. e) Les sondes à hydrogène permettent également de détecter la corrosion par l'acide naphténique. 5.1.1.7.8 Mécanismes associés La sulfuration est un mécanisme concurrent et complémentaire qui doit être pris en considération dans la plupart des situations de corrosion par les acides naphténiques. Dans les cas où se produit un amincissement, il est difficile de faire la différence entre la corrosion par l'acide naphténique et la sulfuration. 5.1.1.7.9 Références 1. Derungs, "Naphtenic Acid Corrosion – An Old Enemy of the Petroleum Industry," CORROSION , Vol. 12 No 12, NACE International, Houston, TX, pp. 41. 2. J. Gutzeit, "Naphtenic Acid Corrosion," NACE Paper No 156, CORROSION/76 , NACE International, Houston, TX, 1976. 3. R. Piehl, "Naphtenic Acid Corrosion in Crude Distillation Units," Materials Performance, January 1988. 4. B.E. Hopkinson and L. E. Penuela, "Naphtenic Acid Corrosion by Venezuelan Crudes," Paper No 502, CORROSION/97 ,NAGE International, Houston, TX, 1997. 5. M.J. Nugent and J.D. Dobis, "Experience with Napthenic Acid Corrosion in Low TAN Crudes," Paper No 577, CORROSION/98 , NACE International, Houston, TX, 1998. 6. API Publication 581, "Risk-Based Inspection - Base Resource Document ," American Petroleum Institute, Washington, D.C.

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Tableau 5-2 – Liste des alliages par ordre croissant de résistance à la corrosion par l'acide naphténique Aciers au carbone, 1,25C-0,5Mo, 2,25Cr-0,5Mo, 5Cr-0,5Mo, 12Cr 9Cr-1 Mo, Aciers inoxydables séries 304L, 321 et 347 Aciers inoxydables série 316 Aciers inoxydables série 317 Alliages 6% Mo Alliage 625, Alliage 276

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Figure 5-6 – Endommagement par érosion-corrosion dû à l'acide naphténique dans un coude de 25 cm (environ 10 pouces) en acier 5Cr à la sortie du four d'une unité de distillation sous vide.

Figure 5-7 – Corrosion sévère par les acides naphténiques de plateaux perforés et de plateaux à cloche en acier inoxydable 410 dans la section gazole lourd sous vide de la colonne de strippage sous vide alimentée par le four sous vide de la Figure 5-6.


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5.1.1.8


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Corrosion par le phénol (acide carbolique)

5.1.1.8.1 Description de l'endommagement La corrosion de l'acier au carbone peut se produire dans les installations qui utilisent du phénol comme agent solvant pour éliminer les composés aromatiques des charges des unités d’huile. 5.1.1.8.2 Matériaux affectés Par ordre croissant de résistance : acier au carbone, aciers de type 304L et 316L et alliage C276. 5.1.1.8.3 Facteurs critiques a) La température, la teneur en eau, la composition chimique des alliages et la vitesse constituent les facteurs critiques. b) La corrosion est généralement minimale dans la section d'épuration lorsque la température est inférieure à 121°C (250°F). c) La corrosion peut se produire dans la section de récupération où le phénol usé est séparé par vaporisation. d) Le soufre et les acides organiques peuvent entraîner une attaque par les acides naphténiques et une sulfuration dans le circuit chaud d’extraction. e) L'acier au carbone et l'acier inoxydable 304/304L se corrodent rapidement au contact du phénol à une température supérieure à 232°C (450°F). f) Les solutions aqueuses diluées (5-15% de phénol) sont très corrosives pour les condenseurs des sécheurs. g) Des vitesses élevées peuvent favoriser la corrosion localisée. Unités ou équipements affectés Dispositifs d'extraction du phénol dans une unité d’huile. 5.1.1.8.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La corrosion se présente sous la forme d'une corrosion généralisée ou localisée de l'acier au carbone. b) Une perte d'épaisseur localisée due à l'érosion-corrosion peut se produire. c) Une érosion-corrosion et/ou corrosion par condensation peuvent être observées dans les circuits de têtes de colonnes. 5.1.1.8.6 Prévention / Protection a) Un choix approprié des matériaux et un contrôle de la composition chimique des solvants phénoliques constituent la meilleure prévention contre la corrosion. b) Il convient de concevoir les circuits de canalisati ons de têtes de colonnes pour une vitesse maximale de 9 m/s (30 pieds/seconde) dans la section de récupération. c) Il est recommandé de maintenir la température des têtes de colonnes de récupération à au moins 17°C (30°F) au-dessus du point de rosée. d) L'acier inoxydable de type 316L peut être utilisé au niveau de la partie supérieure de la colonne de séchage, de la colonne de flash du phénol et des diverses calandres de condenseur et ballons de détente qui traitent de l'eau contenant du phénol. e) Il convient que les tubes et les collecteurs des fours d'extraction soient en acier de type 316L. f) L'alliage C276 a été utilisé dans les zones à vitesse élevée ou en d'autres emplacements où l'acier de type 316L est inapproprié. 5.1.1.8.7 Inspection et surveillance a) Le contrôle par ultrasons et le contrôle radiographique pour la surveillance de la perte d'épaisseur. b) Des sondes et coupons de corrosion ER ont été utilisés pour surveiller la corrosion. Mécanismes associés Sans objet. 5.1.1.8.9 Références 1. ASM Metals Handbook , "Corrosion in Petroleum Refining and Petrochemical Operations," Volume 13, ASM International, Materials Park, OH.

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5.1.1.9


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Corrosion par l'acide phosphorique

5.1.1.9.1 Description de l'endommagement L'acide phosphorique est utilisé le plus souvent comme catalyseur dans les unités de polymérisation. Il peut à la fois provoquer une piqûration et une corrosion localisée des aciers au carbone selon la teneur en eau. 5.1.1.9.2 Matériaux affectés Par ordre croissant de résistance : acier au carbone, aciers inoxydables de type 304L et 316L et alliage 20. 5.1.1.9.3 Facteurs critiques a) Concentration en acide, température et contaminants. b) Les catalyseurs solides à l'acide phosphorique ne sont pas corrosifs pour l'acier au carbone à moins qu'ils ne contiennent de l'eau libre. La présence d'eau peut entraîner une corrosion sévère de l'acier au carbone. c) Les vitesses de corrosion augmentent en même temps que la température. d) La corrosion peut pénétrer un tube d'acier d'une épaisseur de 1/4 pouce en huit heures. e) La corrosion se produit vraisemblablement principalement au cours des opérations de lavage à l'eau lors des arrêts. f) Les contaminants, tels que les chlorures, peuvent augmenter la corrosion par l'acide phosphorique. 5.1.1.9.4 Unités ou équipements affectés a) Canalisations et équipements de l'unité de polymérisation où l'eau se mélange au catalyseur. b) La corrosion se produit généralement dans les zones à faible vitesse à circulation réduite ou nulle telles que les collecteurs de canalisation, le fond des rebouilleurs de type kettle, les soudures à pénétration partielle et les échangeurs où le temps de séjour est suffisant pour permettre la décantation des gouttelettes d'acide. 5.1.1.9.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement Amincissement généralis é ou localisé de l'acier au carbone.

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5.1.1.9.6 Prévention / Protection a) Une amélioration sélective des matériaux résistant à la corrosion représente la seule option là où l'eau ne peut être éliminée. b) L'acier inoxydable de type 304L est satisfaisant pour une concentration en acide phosphorique de 100% jusqu'à une température d'environ 49°C (120°F). L'utilisation d'un acier inoxydable de type 316L est requise pour une plage de température comprise entre 49°C et 107°C (120°F et 225°F). c) Les aciers inoxydables de type 316L et l'alliage 20 sont efficaces à des concentrations pouvant atteindre 85% aux températures d'ébullition. 5.1.1.9.7 Inspection et surveillance a) Contrôle par ultrasons et contrôle radiographique pour la perte d'épaisseur. b) Mesure du fer dans l'eau à partir du premier receveur d'une tête de colonne. c) Surveillance continue de la corrosion à l'aide de sondes et/ou coupons de corrosion ER placés dans l'eau prélevée sur le premier condenseur de tête de colonne et le rebouilleur. 5.1.1.9.8 Mécanismes associés Sans objet. 5.1.1.9.9 Références 1. R.A. White and E.F. Ehmke, "Materials Selection for Refineries and Associated Facilities," NACE International, Houston, TX. 2. NACE Course Book "Corrosion Control in the Refining Industry," NACE International, Houston, TX, 1999.


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5.1.1.10 Corrosion par l'eau acide 5.1.1.1 0.1 Description de l'endommagement a) Corrosion de l'acier due à l'eau acide contenant de l’H 2S à un pH compris entre 4,5 et 7,0. Du dioxyde de carbone (CO2) peut également être présent. b) Les eaux acides contenant des quantités significatives d'ammoniac, de chlorures ou de cyanures peuvent affecter considérablement le pH mais ne relèvent pas du domaine d'application de la présente section. 5.1.1.10.2 Matériaux affectés a) L'acier au carbone principalement. b) Les aciers inoxydables, les alliages de cuivre et les alliages à base de nickel sont généralement résistants. 5.1.1.10.3 Facteurs critiques a) La teneur en H 2S, le pH, la température, la vitesse et la concentration en oxygène constituent tous des facteurs critiques. b) La concentration en H 2S dans l'eau acide dépend de la pression partielle de H 2S en phase gazeuse ainsi que de la température et du pH. c) A une pression donnée, la concentration en H 2S dans l'eau acide diminue proportionnellement à l'augmentation de la température. d) Des concentrations plus élevées de H2S ont tendance à réduire le pH de la solution à environ 4,5. Les flux avec un pH inférieur à 4,5 indiquent la présence d'un acide fort qui constituerait la principale source de corrosion (voir 5.1.1). e) Au-dessus d'un pH d'environ 4,5, la présence d'une mince couche protectrice de sulfure de fer limite la vitesse de corrosion. f) Dans certaines applications avec un pH supérieur à 4,5, il peut se former une couche pelliculaire de sulfure poreux plus épaisse. Cette formation peut favoriser la piqûration sous des dépôts sulfurés. Ceci n'affecte habituellement pas la vitesse de corrosion généralisée. g) D'autres contaminants ont un effet significatif sur le pH de l'eau. Par exemple, l’HCl et le CO 2 réduisent le pH (plus acide). L'ammoniac augmente le pH de manière significative, et est le plus souvent associé à l'eau acide alcaline lorsque la principale source de préoccupation est la corrosion par le disulfure d'ammonium (voir 5.1.1.2). h) La présence d'air ou d'oxydants peut accroître la corrosion et produit généralement une piqûration ou une corrosion sous dépôts. 5.1.1.10.4 Unités ou équipements affectés La corrosion par l'eau acide constitue une source de préoccupation dans les circuits de tête des installations de craquage catalytique en lit fluidisé et de fractionnement des gaz de cokéfaction dont les teneurs en H 2S sont élevées et les teneurs en NH 3 sont faibles. 5.1.1.10.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Un amincissement généralisé constitue généralement un endommagement par la corrosion du fait de la présence d'eau acide. Toutefois, une corrosion localisée ou une corrosion sous dépôts localisée peut se produire, notamment en présence d'oxygène. La corrosion en milieux contenant du CO 2 peut être accompagnée d'une fissuration due à la corrosion sous tension par les carbonates (voir 5.1.2.5). b) Les aciers inoxydables de série 300 sont sensibles à la piqûration et peuvent subir une corrosion caverneuse et/ou une fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures (voir 4.5.1). 5.1.1.10.6 Prévention / Protection a) Les aciers inoxydables de série 300 peuvent être utilisées à des températures inférieures à environ 60°C (140°F) auxquelles une fissuration due à la corrosion sous tension par les chlorures (CSCC) est peu probable. b) Les alliages de cuivre et les alliages de nickel ne sont généralement pas sensibles à la corrosion par l'eau acide. Les alliages de cuivre sont toutefois vulnérables à la corrosion en milieux contenant de l'ammoniac.


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5.1.1.10.7 Inspection et surveillance a) Les méthodes de mesure ultrasons par balayage ou de radiographie permettent de déterminer les zones localement amincies. b) Dans le cas de l'acier au carbone, l'endommagement se présente généralement sous la forme d'un amincissement généralisé mais peut être extrêmement localisé à des zones spécifiques à vitesse ou turbulence élevée, habituellement au point de condensation d'une phase aqueuse. c) Le contrôle du procédé et de la corrosion constitue un aspect important d'un programme approprié visant à réduire au minimum les effets de la corrosion par l'eau acide. d) Il convient de contrôler régulièrement les prélèvements d'eau des accumulateurs de tête afin de mesurer le pH. e) Des sondes et des coupons de corrosion correctement disposés fournissent des informations supplémentaires concernant la vitesse et l'étendue de l'endommagement éventuel. 5.1.1.10.8 Mécanismes associés Les autres facteurs à prendre en considération dans ces environnements comprennent l'endommagement par H2S en milieu humide (voir 5.1.2.3) et la fissuration due à la corrosion sous tension par les carbonates (voir 5.1.2.5). 5.1.1.10.9 Références 1. Joerg Gutzeit, "Corrosion of Steel by Sulfides and Cyanides in Refinery Condensate Water," Materials Protection, December 1968, p. 17-23. 2. R.H. Hausler and N.D. Coble, "Corrosion Control in Crude Unit Overhead Systems," Paper 42-72 at API th 37 Midyear Meeting, May 1972. 3. Bruce D. Craig, "The Nature of Sulfides Formed on Steel in an H2S-O2 environment" CORROSION Vol. 35, No 3, March 1979, p. 136-138. 4. Dillon, C.P., "Corrosion Control in the Chemical Process Industries," MTI Publication No 45, Second Edition, NACE International, Houston, TX, 1994. 5. Jones, Denny A., "Principles and Prevention of Corrosion," Prentice-Hall, Inc., NY, 1996. 6. Bruce D. Craig, "Sour Gas Design Considerations," Society of Petroleum Engineers (SPE) Monograph Series, Monograph Volume 15, TX, 1993.

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5.1.1.11 Corrosion par l'acide sulfurique 5.1.1.1 1.1 Description de l'endommagement L'acide sulfurique favorise la corrosion généralisée et la corrosion localisée de l'acier au carbone et des autres alliages. Les zones affectées thermiquement de l’acier au carbone peuvent subir une corrosion sévère. 5.1.1.11.2 Matériaux affectés Par ordre croissant de résistance : acier au carbone, acier inoxydable de type 316L, alliage 20, fonte à haute teneur en silicium, fonte à haute teneur en nickel, alliage B-2 et alliage C276. 5.1.1.11.3 Facteurs critiques a) Concentration en acide, température, teneur en éléments d'alliage, vitesse, contamination et présence d'oxydants. b) La Figure 5-8 montre une courbe des vitesses de corrosion de l'acier au carbone en fonction de la concentration en acide sulfurique et de la température. c) Les vitesses de corrosion de l'acier au carbone augmentent de manière significative lorsque la vitesse d'écoulement est supérieure environ à 0,6 à 0,9 m/s (2 à 3 pieds/seconde) ou à des concentrations en acide inférieures à 65%. d) Les points de mélange avec l'eau entraîne un dégagement de chaleur, de même que la dilution effective de l'acide peut entraîner des vitesses de corrosion élevées. e) La présence d'oxydants peut augmenter la vitesse de corrosion de manière significative. 5.1.1.11.4 Unités ou équipements affectés a) Les unités d'alkylation à l'acide sulfurique et les stations de traitement des eaux usées sont affectées. b) Les zones de vulnérabilité des unités d'alkylation à l'acide sulfurique incluent les canalisations d'effluent s de réacteur, les rebouilleurs, les circuits de tête des déisobutaniseurs et la section de traitement à la soude (Figure 5-9 et Figure 5-10). c) L'acide aboutit généralement dans le fond des colonnes de fractionnement et des rebouilleurs où il se concentre. 5.1.1.11.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Corrosion généralisée dans la plupart des cas, mais corrosion rapide des zones de soudure en acier au carbone affectées thermiquement. b) Une saignée par l'hydrogène peut se produire dans les zones à écoulement faible ou les zones stagnantes telles que dans les réservoirs de stockage ou les véhicules ferroviaires. c) L'acide sulfurique corrode le laitier de soudage. d) Aucun dépôt ne se forme si la vitesse de corrosion est élevée. e) La corrosion de l'acier par de l'acide dilué se présente généralement sous la forme d'une perte de métal généralisée ou d'une piqûration et devient plus importante à une température et une vitesse plus élevées. 5.1.1.11.6 Prévention / Protection a) Le choix des matériaux et une utilisation appropriée dans les plages de vitesses de conception permettent de réduire au minimum la corrosion. b) Les alliages tels que l'alliage 20, l'alliage 904L et l'alliage C-276 résistent à une corrosion par l’acide dilué et forment une pellicule de sulfate de fer protectrice sur la surface. c) Les effluents acides peuvent être lavés à l'aide d'un produit caustique pour neutraliser l'acide. 5.1.1.11.7 Inspection et surveillance a) Contrôle par ultrasons ou contrôle radiographique des zones turbulentes et des surfaces les plus chaudes. b) Surveillance de la corrosion au moyen de coupons et de sondes résistives. Mécanismes associés Sans objet.


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5.1.1.11.9 Références 1. NACE Publication 5A151, Materials of Construction for Handling Sulfuric Acid , NACE International, Houston, TX, 1985. 2. Sheldon W. Dean and George D. Grab, "Corrosion of Carbon Steel by Concentrated Sulfuric Acid," NACE Paper No 147, NACE International, TX, 1984. 3. S. K. Brubaker, "Materials of Construction for Sulfuric Acid," Process Industries Corrosion - The Theory and Practice, NACE International, Houston, TX, pp. 243-258. 4. API Publication 581, Risk-Based Inspection - Base Resource Document , Second Edition, American Petroleum Institute, Washington, D.C. 5. NACE Course Book, "Corrosion Control in the Refining Industry," NACE International, Houston, TX, 1999. 6. NACE Standard RP0294, Design, Fabrication, and Inspection of Tanks for the Storage of Concentrated Sulfuric Acid and Oleum at Ambient Temperatures , NACE International, Houston, TX.

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Au-delà de 200 mpy

F ° n e e r u t a r é

millièmes de pouce par an

m e T millièmes de pouce par an



Pourcentage d'acide sulfurique Figure 5-8 – Courbes de la corrosion par l'acide sulfurique en fonction de la température.

Figure 5-9 – Corrosion accélérée sous une chicane.

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Figure 5-10 – Corrosion en caniveau dans la canalisation de vapeur en acier au carbone d'un ballon de lavage alcalin dans une unité d'alkylation à l'acide sulfurique.


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5.1.2 5.1.2.1


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Fissuration sous l'influence du milieu ambiant Fissuration due à la corrosion sous tension par les acides polythioniques (PASCC)

5.1.2.1.1 Description de l'endommagement a) Une forme de fissuration due à la corrosion sous tension qui apparaît en général lors des arrêts, des démarrages ou en cours d'exploitation en présence d'air et d'humidité. La fissuration est due aux acides sulfuriques qui se forment à partir des dépôts de sulfure, de l'air et de l'humidité agissant sur des aciers inoxydables austénitiques sensibilisés. b) En général au voisinage des soudures ou des zones hautement sollicitées. c) La fissuration peut se propager rapidement dans l'épaisseur des parois de canalisations et d'organes en quelques minutes ou en quelques heures. 5.1.2.1.2 Matériaux affectés Aciers inoxydables de série 300, alliage 600/600H et alliage 800/800H. 5.1.2.1.3 Facteurs critiques a) La combinaison du milieu ambiant, du matériau et des contraintes est nécessaire. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

i) Milieu ambiant - Les organes en métal forment un dépôt de sulfure en surface lorsqu'ils sont exposés à des composés sulfurés. Le dépôt peut réagir à l'air (oxygène) et à l'humidité pour former les acides soufrés (acides polythioniques). ii) Matériau - Le matériau doit être dans un état sensible ou "sensibilisé". iii) Contrainte - Résiduelle ou appliquée.

b) Les alliages affectés sont sensibilisés par exposition à des températures élevées en cours de fabrication, de soudage ou de fonctionnement à haute température. La "sensibilisation" fait référence à la formation, liée à la composition, à la durée et à la température, de carbure de chrome dans les joints de grains du ° métal. La sensibilité apparaît dans une plage de température comprise entre 400°C et 815°C (750 F et ° 1500 F). c) La teneur en carbone et l'historique thermique de l'alliage ont une influence notable sur la tendance à la sensibilisation. Des nuances d'aciers inoxydables, régulières et maîtrisées, telles que les types 304/304H et 316/316H sont particulièrement sujettes à la sensibilisation dans la zone affectée thermiquement de la soudure. Les nuances "L" à faible teneur en carbone (< 0,03% C) sont moins exposées, et en général elles peuvent être soudées sans sensibilisation. Il n'y aura pas de sensibilisation des nuances L tant que les températures de fonctionnement à long terme ne dépassent pas environ 399°C (750°F). d) Dans la plupart des organes, les contraintes résiduelles sont suffisantes pour favoriser la fissuration. 5.1.2.1.4 Unités ou équipements affectés a) Toutes les unités utilisant des alliages sensibilisés dans des milieux sulfurés. Les équipements généralement touchés par cet endommagement sont les tubes d'échangeurs thermiques, les tubes de four et les canalisations. b) Les fours à combustibles fossiles - fioul, gaz, coke - ainsi que la plupart des autres sources de combustibles, peuvent être affectés en fonction des teneurs en soufre du combustible. c) Plusieurs cas d'endommagements de ce type ont été découverts dans des unités de craquage catalytique en lit fluidisé (anneaux de soufflage d'air, collecteurs, vannes à glissières, organes de cyclone, compensateurs de joints de dilatation à soufflet et canalisations). d) Dans les unités d’hydrotraitement (tubes de four, tubes d'échangeurs de charge chaude / effluent, soufflets). e) Dans les unités de traitement du brut et unités de cokéfaction (canalisations). f) Chaudières et équipements haute température exposés à des produits contenant des produits de combustion soufrés.


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5.1.2.1.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) En général, cet endommagement apparaît à proximité des soudures, mais il peut également toucher le métal de base (Figure 5-12). Il est habituellement bien localisé et peut ne devenir évident qu'en cas de fuite au démarrage ou, dans certains cas, en exploitation. b) La propagation des fissures est intergranulaire (Figure 5-13). c) En général, la corrosion ou la perte d'épaisseur sont négligeables. 5.1.2.1.6 Prévention / Protection a) Si les équipements sont ouverts ou exposés à l'air, il convient de prendre des mesures préventives afin de réduire ou d'éliminer la fissuration PASCC ; de telles mesures comprennent un rinçage des équipements au moyen d'une solution alcaline ou de carbonate de soude afin de neutraliser les acides soufrés immédiatement après ou pendant l'arrêt ou en purgeant les circuits à l'azote sec ou à l'azote / ammoniac pendant l'arrêt afin d'éviter l'exposition à l'air. Se reporter aux lignes directrices du document RP0170 du NACE. b) Pour les fours, la température du foyer doit être maintenue au-dessus du point de rosée afin d'éviter la formation d'acides sur les tubes de four. c) Les nuances à faible teneur en carbone telles que 304L/316L/317L constituent une amélioration par rapport aux nuances à teneur en carbone contrôlée. Les nuances L seront sensibilisées si elles sont exposées pendant plusieurs heures à une température supérieure à 583°C (1000°F) environ ou si elles sont exposées pendant une longue période à des températures supérieures à 400°C (750°F). d) La résistance à la fissuration PASCC peut être améliorée si on utilise des versions modifiées de ces alliages contenant de faibles quantités de Ti et de Nb. Il est d'usage d'employer des nuances stabilisées chimiquement (des aciers inoxydables austénitiques de type 321 et 347 ainsi que des alliages 825 et 625 à base de Nickel). e) Les spécifications ASTM autorisent la livraison de semi-produits à l'état stabilisé plutôt qu'après recuit de mise en solution. Ce traitement thermique réduira les éventuels problèmes de sensibilisation, notamment pour le type 321. f) Un traitement thermique de stabilisation à 899°C (1650°F) peut être appliqué aux soudures d'acier inoxydable austénitique stabilisé chimiquement une fois toutes les opérations de soudure terminées, afin de tenter de réduire la sensibilisation et la sensibilité aux acides polythioniques. L'application de ce traitement thermique est difficile à réaliser sur le terrain. g) La sensibilité à la fissuration PASCC peut être déterminée par des essais de corrosion en laboratoire conformément à la pratique C de l'ASTM A262. Un traitement thermique de sensibilisation est souvent appliqué aux nuances L et / ou aux nuances stabilisées chimiquement avant d'effectuer les essais. 5.1.2.1.7 Inspection et surveillance a) Un contrôle par ressuage peut être utilisé pour détecter la fissuration PASCC (Figure 5-12 à Figure 5-16). Cependant, les fissures étant remplies d'un dépôt compact, il peut être nécessaire d'appliquer un ponçage au disque abrasif pour améliorer la sensibilité au ressuage. b) La fissuration PASCC peut être une gageure en termes de contrôle car il est possible qu'elle n'apparaisse que lorsque l’arrêt est bien avancé. c) En général, il est peu pratique de surveiller la fissuration PASCC en cours d'exploitation. Les conditions qui déterminent l'apparition de la fissuration ne sont pas présentes en exploitation. 5.1.2.1.8 Mécanismes associés Ce mécanisme est également connu sous l'abréviation anglaise PTA SCC - fissuration due à la corrosion sous tension par les acides polythioniques, IGC (corrosion intergranulaire) et IGA (attaque intergranulaire). 5.1.2.1.9 Références 1. Metals Handbook, Volume 13, CORROSION , ASM International, Materials Park, OH, pp. 327. 2. NACE Recommended Practice RP0170, Protection of Austenitic Stainless Steels and Other Austenitic Alloys from Polythionic Acid Stress Corrosion Cracki ng during Shutdown of Refinery Equipment , NACE International, Houston, TX. 3. D.V. Beggs, and R.W. Howe, "Effects of Welding and Thermal Stabilization on the Sensitization and Polythionic Acid Stress Corrosion Cracking of Heat and Corrosion-Resistant Alloys," CORROSION/93, Paper 541, NACE International, Houston, TX, 1993.


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4. L. Scharfstein, "The Effect of Heat Treatments in the Prevention of Intergranular Corrosion Failures of AISI 321 Stainless Steel," Materials Performance, September 1983, pp. 22-24. 5. E. Lendvai-Linter, "Stainless Steel Weld Overlay Resistance to Polythionic Acid Attack," Materials Performance, Volume 18, No. 3, 1979, pp. 9. 6. J. E. Cantwell, "Embrittlement and Intergranular Stress Corrosion Cracking of Stainles Steel After Elevated Temperature Exposure in Refinery Process Units," Proceedings of API Division of Refining Miyear Meeting, May 1984. 7. R.L. Piehl, "Stress Corrosion Cracking by Sulfur Acids," Proceedings of API Division of Refining, Volume 44 (III), 1964, pp. 189-197. 8. C.H. Samans, "Stress Corrosion Cracking Susceptibility of Stainless Steel and Nickel-Base Alloys in Polythionic Acids and Acid Copper Sulfate Solution," CORROSION , Volume 20, No. 8, NACE International, TX, 1994, pp. 256-262. 9. C.D. Stevens and R.C. Scarberry, "The Relation of Sensitization to Polythionic Acid Cracking of Incoloy th Alloys 800 and 801", NACE Proceedings of the 25 Conference, NACE International, Houston, TX, 1969, pp. 583-586. 10.E. Nagashima, K. Matsumoto, and K. Shibata, "Effects of Sensitization and Service Fluid Chemistry on Polythionic Acidi Stress Corrosion Cracking of 18-8 Stainless Steels", CORROSION/98 , Paper 592, NACE International, Houston, TX, 1998.


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Figure 5-12 – Contrôle par ressuage montrant une fissuration étendue de la surface externe autour des soudures.

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Figure 5-13 – Microphotographie agrandie d'un échantillon métallographique montrant la fissuration intergranulaire et la chute des grains.


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Figure 5-14 – Contrôle par ressuage d'une canalisation de soutirage du catalyseur, en acier inoxydable 304 et d'une bride à collerette à souder bout à bout.

Figure 5-15 – Coupe de la canalisation de soutirage du catalyseur fixée à la bride de la Figure 5-14 montrant la fissuration dans la ZAT de la soudure. Agrandissement 3x.

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Figure 5-16 – Vue à fort grossissement montrant la fissuration intergranulaire. Agrandissement 200x

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5.1.2.2


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Fissuration due à la corrosion sous tension par les amines

5.1.2.2.1 Description de l'endommagement a) La fissuration par les amines est le terme générique utilisé pour la fissuration des aciers sous l'action combinée des contraintes de traction et de la corrosion dans des solutions aqueuses d'alcanolamine utilisées pour extraire / absorber H 2S et / ou CO2 ainsi que leurs mélanges de divers gaz et flux d'hydrocarbures liquides. b) La fissuration par les amines est une forme de fissuration due à la corrosion sous tension en milieu alcalin. c) Elle est le plus souvent décelée au niveau ou à proximité des soudures en acier au carbone qui n'ont pas subi de traitement thermique après soudage ou dans les pièces qui ont fait l'objet d'un écrouissage intensif. d) Il convient de ne pas confondre la fissuration par les amines avec divers autres types de fissurations dues à la corrosion sous tension qui apparaissent dans des milieux amines tels que décrits ci-après en 5.1.2.3 et 5.1.2.5. 5.1.2.2.2 Matériaux affectés Aciers au carbone et aciers faiblement alliés. 5.1.2.2.3 Facteurs critiques a) Le niveau de contrainte en traction, la concentration en amines et la température. b) La fissuration est associée aux contraintes résiduelles dues au soudage, à l'écrouissage ou à la fabrication lorsqu'elles n'ont pas été éliminées par un traitement thermique de détente efficace. c) La probabilité de fissuration est plus élevée en présence de monoéthanolamines (MEA) et diéthanolamines (DEA) regénérées mais elle concerne également la plupart des autres amines, y compris les méthyles diéthanolamines (MDEA) et les di-isopropanolamines (DIPA). d) Cette fissuration a été décelée même à température ambiante avec certaines amines. La probabilité et la sévérité de la fissuration augmentent en fonction de l'élévation de la température et des niveaux de contraintes. Voir la RP 945 de l'API qui donne les lignes directrices en matière d'exigences de traitement thermique après soudage pour diverses utilisations en présence d'amines. e) La fissuration par les amines est la plupart du temps associée à des utilisations d'amines pauvres. L'alkanolamine pure ne génère pas de fissuration. La fissuration dans des utilisations d'amines riches est le plus souvent associée à des problèmes de H 2S en milieu humide (voir 5.1.2.3). ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

f) La fissuration peut apparaître dans des canalisations et des équipements qui n'ont pas été soumis à un traitement thermique après soudage suite à une exposition à une chasse à la vapeur et à un entraînement d'amines de courte durée. g) La concentration en amines ne semble pas avoir un effet significatif sur la tendance à la fissuration. h) Certains raffineurs considèrent que la fissuration n'apparaîtra pas sous un niveau de concentration en amines d'environ 2% à 5%. Cependant, un enrichissement local et une chasse à la vapeur peuvent réduire cette limite et certaines installations ont utilisé des limites bien plus basses, jusqu'à 0,2%. 5.1.2.2.4 Unités ou équipements affectés Toutes les canalisations et équipements en acier au carbone n'ayant pas fait l'objet d'un traitement thermique après soudage et utilisés en présence d'amines pauvres, y compris les contacteurs, les colonnes d'absorption et de distillation, les régénérateurs et les échangeurs thermiques ainsi que tous les équipements qui sont sujets à un entraînement d'amines. 5.1.2.2.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) La fissuration par les amines donne lieu à des défauts débouchant à la surface dont l'amorce s'effectue sur le diamètre intérieur des canalisations et des équipements, notamment dans la zone affectée thermiquement de la soudure ; cependant cet endommagement a également été décelé dans le métal d'apport et dans les zones de contraintes élevées au voisinage de la ZAT. b) En général, la fissuration se développe parallèlement à la soudure et il peut y avoir des fissures parallèles. Dans le métal d'apport, les fissures sont soit transversales soit longitudinales par rapport à la soudure. c) Dans le cas des piquages posés, les fissures sont radiales dans le métal de base, ce qui signifie qu'elles se déploient en éventail à partir de l'alésage. Pour les piquages pénétrants, les fissures sont en général parallèles à la soudure.


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d) L'aspect des fissures à la surface peut être similaire à celles qui sont dues à une fissuration par H 2S en milieu humide. e) L'élément moteur de la fissuration étant les contraintes résiduelles, les fissures se trouvent souvent du côté procédé, à l'opposé des soudures de fixation externes. f) La fissuration par les amines peut être identifiée de manière absolue par confirmation sur la base d'un contrôle métallographique. En général, la fissuration est intergranulaire, remplie d'oxydes avec quelques ramifications (Figure 5-17 à Figure 5-20). 5.1.2.2.6 Prévention / Protection a) Effectuer un traitement thermique après soudage de toutes les soudures en acier au carbone des canalisations et des équipements conformément à la RP 945 de l'API. Cette même exigence s'applique aux soudures de réparation ainsi qu'aux soudures de fixation internes et externes. b) Utiliser de l'acier inoxydable massif ou revêtu, de l'alliage 400 ou autres types d'alliages résistant à la corrosion au lieu de l'acier au carbone. c) Avant soudure, traitement thermique ou chasse à la vapeur, il faut rincer à l'eau les canalisations et équipements en acier au carbone qui n'ont pas fait l'objet d'un traitement thermique après soudage. 5.1.2.2.7 Inspection et surveillance a) Bien que les fissures puissent être détectées visuellement, les meilleures techniques sont le contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente (WFMT) ou le contrôle par fuite de flux magnétique en courant alternatif (ACFM). La préparation des surfaces par grenaillage ou par décapage à l'eau sous pression ou autre méthode est nécessaire pour la technique WFMT mais n'est pas requise pour l'essai ACFM. b) Le contrôle par ressuage est en général inefficace pour déceler les fissures serrées et / ou remplies de calamine et il est recommandé de ne pas l'utiliser. c) Si les fissures ont un minimum de ramifications, la profondeur peut être mesurée en utilisant des techniques appropriées de contrôle par ultrasons, y compris un contrôle externe ultrasons par ondes transversales. d) Le contrôle par l’émission acoustique (AET) peut également être utilisé pour surveiller et localiser le développement de fissures. 5.1.2.2.8 Mécanismes associés Le terme exact pour la fissuration par les amines est "fissuration due à la corrosion sous tension par les amines" et il s'agit d'une forme de fissuration due à la corrosion sous tension en milieu alcalin (ASCC). La fissuration due à la corrosion sous tension par la soude caustique (voir 4.3.10) et par le carbonate (voir 5.1.2.5) sont deux autres formes de fissurations ASCC d'aspect similaire. 5.1.2.2.9 Références 1. API Recommended Practice 945, Avoiding Environmental Cracking in Amine Units, American Petroleum Institute, Washington, D.C. 2. "Fitness-For-Service Evaluation Procedures for Operating Pressure Vessels, Tanks, and Piping in Refinery and Chemical Service". Materials Properties Council, FS-26, Project No 5, Consultants Report, NY, 1995. 3. J. Gutzeit and J.M. Johnson, "Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel Welds in Amine Service," Materials Performance, Vol. 25, No 7, 1986, p. 18. 4. J.P. Richert et al, "Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel in Amine Systems," Paper No 187, CORROSION/87, NACE International, Houston, TX, 1987. 5. Bagdasarian et al, "Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel in DEA and ADIP Solutions," Materials Performance, 1991, pp. 63-67.

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Figure 5-17 – Microphotographie de la coupe d'une soudure sur une canalisation qui n'a pas fait l'objet d'un traitement TTAS et illustrant une fissuration due à la corrosion sous tension à proximité d'une soudure. Agrandissement 6x (Tiré de l'API 945)

Figure 5-18 – Vue à fort grossissement de la pointe de la fissure de la Figure 5-17. Agrandissement 200x. (Tiré de l'API RP 945.)


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Figure 5-19 – Microphotographie de la coupe d'une soudure de canalisation illustrant la fissuration par corrosion sous tension d'une section venant de la colonne d'absorption MEA dont la température normale de service est de 38°C (100°F). Agrandissement 6x. (Tiré de l'API RP 945)

Figure 5-20 – Vue à fort grossissement des fissures de la Figure 5-19, illustrant la nature intergranulaire de la fissuration. Agrandissement 200x. (Tiré de l'API RP 945.)


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5.1.2.3 Endommagement par H 2 S en milieu humide (Cloquage/Fissuration par l'hydrogène(HIC) / Fissuration par l'hydr ogène orienté par des contraintes (SOHIC) / Fissuration due à la corrosion sous tension par l'hydrogène sulfuré (SSC)) ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

5.1.2.3.1 Description de l'endommagement La présente partie décrit quatre types d'endommagements donnant lieu à cloquage (blistering) et / ou fissuration de l'acier au carbone et des aciers faiblement alliés dans des milieux humides en présence de H2S. a) Cloquage par l'hydrogène Les cloques d'hydrogène peuvent former des renflements en surface sur le diamètre intérieur, le diamètre extérieur ou dans l'épaisseur de la paroi d'une canalisation ou d'un récipient sous pression. Les cloques sont dues à des atomes d'hydrogène qui se forment pendant le processus de corrosion par les sulfures à la surface de l'acier, qui diffusent dans l'acier et se regroupent au niveau d'une discontinuité de l'acier telle qu'une inclusion ou un délaminage. Les atomes d'hydrogène se combinent pour constituer des molécules d'hydrogène qui sont trop volumineuses pour diffuser à l’extérieur et la pression qui en résulte est telle qu'il y a déformation locale et constitution d'une cloque. Le cloquage résulte d'une génération d'hydrogène par corrosion, et non de gaz d'hydrogène du processus. (Figure 5-21 et Figure 5-22.) b) Fissuration par l'hydrogène (HIC) Les cloques d'hydrogène peuvent se former à diverses profondeurs à partir de la surface de l'acier, au milieu d'une plaque ou à proximité d'une soudure. Dans certains cas, des cloques avoisinantes ou adjacentes qui se trouvent à des profondeurs (sur des plans) légèrement différentes peuvent constituer des fissures en interconnexion. Les fissures interconnectées entre les cloques ont souvent un aspect étagé et de ce fait, la fissuration par l'hydrogène est quelquefois appelée "fissuration en escalier" (Figure 5-23, Figure 5-24 et Figure 5-25). c) Fissuration par l'hydrogène orientée par les contraintes (SOHIC) La fissuration SOHIC est similaire à la fissuration HIC, mais il s'agit d'une forme potentiellement plus grave qui apparaît comme des réseaux de fissures empilées les unes sur les autres. Il en résulte une fissure dans l'épaisseur du métal et perpendiculaire à la surface ; elle est favorisée par des niveaux élevés de contraintes (résiduelles ou appliquées). Ces fissures apparaissent en général dans le métal de base à proximité des zones affectées thermiquement (par le soudage) où elles commencent à partir d'un endommagement de type HIC ou d'autres types de fissures ou défauts, y compris les fissures sous tension en présence de sulfures (Figure 5-26 et Figure 5-27). d) Fissuration due à la corrosion sous tension par l'hydrogène sulfuré (SSC) La corrosion fissurante provoquée par l'hydrogène sulfuré (SSC) est définie comme une fissuration du métal sous l'action combinée de la contrainte de traction et de la corrosion en présence d'eau et de H 2S. La fissuration SSC est une forme de fissuration sous contrainte en présence d'hydrogène résultant de l'absorption de l'hydrogène atomique produit par le processus de corrosion par les sulfures à la surface du métal. La fissuration SSC peut s'amorcer à la surface des aciers dans des zones très localisées de dureté élevée, dans le métal d'apport et dans les zones affectées thermiquement. On peut quelquefois trouver des zones de dureté élevée dans les passes de recouvrement de soudure et dans les soudures de fixation qui ne font pas l'objet d'un recuit (d'adoucissement) par des passes subséquentes. Le traitement thermique après soudage (TTAS) est bénéfique dans la mesure où il réduit la dureté et les contraintes résiduelles qui rendent l'acier sensible à la fissuration par l'hydrogène sulfuré (SSC). Les aciers haute résistance sont également sensibles à la fissuration SSC mais ils ne sont utilisés que dans des applications limitées dans le domaine de l'industrie du raffinage. (Figure 5-28 et Figure 5-29.) Certains aciers au carbone ont une teneur en éléments résiduels qui constituent, dans les zones affectées thermiquement, des points de dureté qui ne seront pas adoucis aux températures normales de détente. L'utilisation d'un préchauffage permet de réduire ces problèmes de dureté. 5.1.2.3.2 Matériaux affectés Aciers au carbone et aciers faiblement alliés. 5.1.2.3.3 Facteurs critiques a) Les variables les plus importantes qui affectent et permettent de différencier les diverses formes d'endommagements par H 2S en milieu humide sont les conditions ambiantes (pH, concentration en H 2S, contaminants, température), les propriétés des matériaux (dureté, microstructure, résistance) et le niveau de contrainte de traction (appliquées ou résiduelles). Ces facteurs sont décrits ci-après. b) L'ensemble de ces mécanismes d'endommagement sont liés à l'absorption et à la diffusion de l'hydrogène dans les aciers.


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i) pH • Les vitesses de perméation ou de diffusion de l'hydrogène se sont révélées plus faibles à pH 7 et augmentent à des pH différents, qu'ils soient plus élevés ou plus bas. La présence de cyanure d'hydrogène (HCN) en phase aqueuse augmente de manière significative la diffusion dans l'eau acide alcaline (de pH élevé). • Les conditions connues pour favoriser le cloquage, ainsi que les fissurations HIC, SOHIC et SSC prédominent dans les environnements contenant de l'eau libre (en phase liquide) et : • une teneur en H 2S dissous > 50 wppm dans l'eau libre, ou • une eau libre ayant un pH < 4 et une certaine teneur en H 2S dissous, ou • de l'eau libre avec un pH > 7,6 et une teneur en cyanure d'hydrogène (HCN) dissous de 20 wppm dans l'eau, ainsi qu'une certaine teneur en H 2S dissous, ou • une pression partielle de H 2S > 0,0003 Iv1Pa (0,05 psia) en phase gazeuse. • Des teneurs en ammonium élevées peuvent favoriser l'augmentation du pH dans une plage où il y aura fissuration. ii) H2S • La diffusion de l'hydrogène augmente en fonction de l'augmentation de la pression partielle d’H2S du fait d'une élévation concomitante de la concentration en H 2S en phase aqueuse. • Une valeur arbitraire de 50 wppm de H 2S en phase aqueuse est souvent utilisée comme la concentration de définition à laquelle l'endommagement par H 2S en milieu humide devient un problème. Cependant, il y a des cas où la fissuration apparaît à des concentrations moindres ou dans des conditions perturbées dans lesquelles il n'est pas d'ordinaire prévu d'endommagement dû à la présence de H 2S en milieu humide. La présence dans l'eau de quantités infimes de H 2S, jusqu'à 1 ppm poids, s’est révélée suffisante pour entraîner un chargement de l’acier en hydrogène. • La sensibilité à la fissuration SSC augmente avec la montée des pressions partielles de H 2S jusqu’à environ 0,05 psi (0,0003 mpa) dans les aciers ayant une résistance à la traction supérieure à environ 90 ksi ou dans les aciers ayant des zones de soudure localisées ou des zones affectées thermiquement dotées d’un indice de dureté Brinell supérieur à 237. iii) Température • On considère que le cloquage, l'endommagement par fissuration HIC et SOHIC apparaissent à des températures comprises entre la température ambiante et 150°C (300°F) ou plus. • La fissuration SSC apparaît en général à une température inférieure à 82°C (180°F). iv) Dureté • La dureté pose principalement des problèmes avec la fissuration SSC. Il est recommandé de contrôler les aciers au carbone ordinaires à faible résistance utilisés en raffinerie de manière à obtenir un indice de dureté Brinell des soudures < 200 conformément à la RP0472 du NACE. En général, ces aciers ne sont pas sensibles à la fissuration SSC à moins qu'il n'y ait des zones localisées d'indices de dureté Brinell supérieurs à 237. • L'endommagement résultant du cloquage, la fissuration par l'hydrogène et de la fissuration par l'hydrogène orientée par les contraintes ne sont pas liés à la dureté de l'acier. v) Elaboration de l'acier • Le cloquage et la fissuration par l'hydrogène sont fortement influencés par la présence d'inclusions et de décollements qui constituent des sites de diffusion et d'accumulation d'hydrogène. • La composition chimique et les méthodes de fabrication de l'acier affectent également sa sensibilité et peuvent être façonnés de manière à produire des aciers résistant à la corrosion par l'hydrogène, tels que décrits dans la publication 8X194 de la NACE. • L'amélioration de la propreté et du traitement des aciers pour réduire le cloquage et la fissuration par l'hydrogène peuvent ne pas suffire pour protéger l'acier contre les fissurations par l'hydrogène orientées par les contraintes (SOHIC). • Cet inconvénient est dû au fait que l'absence de cloques visibles peut, à tort, donner un sentiment de sécurité faisant croire que l'endommagement par le sulfure d'hydrogène n'est pas actif alors qu'il peut y avoir sous la surface une fissuration SOHIC. • La fissuration HIC est souvent présente dans ce que l'on appelle les aciers "sales" ayant des niveaux élevés d'inclusions ou d'autres types de discontinuités internes dues au procédé d'élaboration de l'acier. vi) Traitement thermique après soudage (TTAS) • Le cloquage et la fissuration par l'hydrogène se développent sans contrainte appliquée ou résiduelle, de sorte qu'ils ne pourront être évités par un traitement thermique après soudage (TTAS).


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Des contraintes locales élevées ou des discontinuités en entailles, telles que les fissurations de faible profondeur sous contrainte en présence de sulfures peuvent constituer des sites d'amorçage d'une fissuration SOHIC. Un traitement thermique après soudage est très efficace pour la prévention ou la protection de la fissuration due à la corrosion sous tension par l'hydrogène sulfuré car il permet de réduire à la fois la dureté et les contraintes résiduelles. La fissuration SOHIC est favorisée par des contraintes localisées, de sorte que le traitement thermique après soudage a également une certaine efficacité pour réduire l'endommagement SOHIC.

5.1.2.3.4 Unités ou équipements affectés a) Le cloquage, les fissurations HIC, SOHIC et SSC peuvent apparaître partout dans la raffinerie qu'il y ait ou non un milieu humide en présence de H 2S. b) Dans les unités d'hydrotraitement, une concentrati on de disulfure d'ammonium au-delà de 2% augmente le risque de cloquage, de fissuration HIC et SOHIC. c) Les cyanures favorisent notablement la probabilité et la gravité d'un endommagement par cloquage, et de fissuration HIC et SOHIC. Ceci est notamment vrai pour les sections de récupération des gaz dans les unités de craquage catalytique en lit fluidisé et dans les unités de cokéfaction différée. En général, ce type d'endommagement touche les ballons de tête des colonnes de fractionnement, les colonnes de fractionnement proprement dites, les colonnes d'absorption et les colonnes de strippage, les séparateurs d'étages intermédiaires de compresseurs et les ballons séparateurs ainsi que divers échangeurs thermiques, condenseurs et refroidisseurs. Les strippeurs d’eau, les systèmes de tête des régénérateurs d'amines sont notamment enclins à l'endommagement par H 2S en milieu humide du fait des concentrations généralement élevées en disulfure d'ammonium et en cyanures. d) La fissuration SSC est le plus souvent présente dans les zones rechargées par soudage et dans les zones affectées thermiquement ainsi que dans les organes de haute résistance, y compris les boulons, les ressorts de détendeurs, les mécanismes de robinetterie en acier inoxydable de série 400, les arbres, manchons et ressorts de compresseurs. 5.1.2.3.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Une illustration des quatre formes d'endommagements par H 2S en milieu humide est donnée dans les photographies et schémas des Figures 5-21 à 5-30. b) Les cloques d'hydrogène apparaissent comme des renflements à la surface intérieure ou extérieure de l'acier et peuvent être présentes partout dans la virole de corps cylindrique ou la tête d'un récipient sous pression. En de rares occasions, le cloquage a été décelé dans des tuyauteries, et encore plus rarement au milieu de soudures. La fissuration HIC peut apparaître lorsqu'existent un cloquage ou des décollements sous la surface. c) Dans les équipements sous pression, les fissuration SOHIC et SSC sont le plus souvent associées aux assemblages par soudures. La fissuration SSC touche également tous les points des récipients ou des organes en acier haute résistance où il existe des zones de dureté élevée. 5.1.2.3.6 Prévention / Protection a) Toutes les protections de surface efficaces de l'acier contre le milieu humide en présence de H 2S peuvent protéger de l'endommagement y compris les revêtements et dépôts d'alliages. b) Les modifications de procédé qui affectent le pH de la phase aqueuse et / ou la concentration en ammoniac ou en cyanure peuvent aider à réduire cet endommagement. Il est commun d'utiliser une injection d'eau de lavage pour diluer la concentration en HCN, comme par exemple dans les installations de gaz des unités de craquage catalytique en lit fluidisé. Les cyanures peuvent être transformés en thiocyanates inoffensifs par injection de flux dilués de polysulfites d'ammonium. Les installations d'injection doivent être conçues avec soin. c) Les aciers résistants à la fissuration HIC peuvent être utilisés pour réduire la sensibilité au cloquage et à la fissuration HIC. La publication 8X194 de la NACE décrit de manière détaillée les matériaux correspondants et donne des conseils de fabrication. d) En général, la fissuration due à la corrosion sous tension par l'hydrogène sulfuré (SSC) peut être évitée en limitant la dureté des soudures et des zones affectées thermiquement à un indice Brinell maximal de 200 par des procédures de préchauffage, de traitement thermique après soudage, de soudure et de mesure des équivalents de carbone. En fonction du milieu d'utilisation, il convient que des petites zones d'une dureté Rockwell allant jusqu'à 22, soient résistantes à la fissuration SSC. Pour plus de détails, se reporter à la RP0472 de la NACE. e) Le traitement thermique après soudage peut également aider à réduire la sensibilité à la fissuration SOHIC. Le traitement thermique après soudage a des effets limités en termes de prévention du cloquage et de l'amorçage de la fissuration HIC mais il permet de réduire les contraintes résiduelles et les niveaux de résistance qui autrement risqueraient de contribuer à la propagation des fissures.

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f) Il est également possible d'utiliser des inhibiteurs de corrosion spéciaux. 5.1.2.3.7 Inspection et surveillance a) Il convient que les conditions d’exploitation soient évaluées par des ingénieurs procédé et des spécialistes en matériaux / corrosion afin d'identifier les canalisations et les équipements où il existe des conditions qui risquent de favoriser l'endommagement par H 2S en milieu humide. Il convient également de prélever sur le terrain des échantillons d'eau libre périodiquement ou en fonction des nécessités, afin de surveiller les conditions ou les changements de conditions, notamment si un lavage à l'eau ou une injection de polysulfures est utilisée. b) Le contrôle de l'endommagement par H 2S en milieu humide se concentre en général sur les lignes de soudure et les injecteurs. Etant donné la gravité des conséquences de ce type de mécanismes d'endommagement, les raffineries utilisent en général une procédure donnant la priorité aux contrôles de ce type d'endommagement. Des remarques d'ordre général sur le contrôle de l'endommagement par H2S en milieu humide sont fournies ci-après. Cependant, pour l'élaboration de plans de contrôle plus détaillés comprenant les méthodes, l’étendue et la préparation des surfaces, le lecteur est prié de se reporter aux recommandations détaillées de détection et de réparation fournies dans le document RP0296 de la NACE. c) Bien que les fissures puissent être visibles, les techniques recommandées de détection des fissures sont le contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente (WFMT), le contrôle par courant de Foucault, le contrôle radiographique ou les essais de dispersion du flux magnétique en courant alternatif (ACFM). La préparation des surfaces par grenaillage, par décapage à l'eau sous haute pression ou autre méthode, est en général requise pour la technique de contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente (WFMT) mais non pour le contrôle par fuite de flux magnétique en courant alternatif (ACFM). Il convient de ne pas se fier au contrôle par ressuage, car il ne permet pas de déceler les fissures fines. d) Les techniques de contrôle par ultrasons, y compris le contrôle externe par ultrasons avec palpeur d’angle (SWUT) peuvent être utilisées. Le contrôle par ultrasons avec palpeur d’angle est notamment utile pour l'analyse volumétrique et le dimensionnement des fissures. Les instruments à résistance électrique ne sont pas efficaces pour mesurer la profondeur des fissures. e) Le meulage de la fissure ou l'enlèvement de matériaux par arc air est une méthode acceptable de détermination de la profondeur des fissures. f) Il est possible d'utiliser le contrôle par l’émission acoustique pour surveiller le développement des fissures. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

5.1.2.3.8 Mécanismes associés a) La fissuration SSC est une forme de fissuration sous tension par l'hydrogène (fragilisation par l'hydrogène). Voir 4.5.7. b) La fissuration par fragilisation par les amines (voir 5.1.2.2) et par les carbonates (voir 5.1.2.5) peut également se présenter dans des milieux humides en présence de H 2S ; ces formes de corrosion sont d'aspect similaire et sont quelquefois confondues avec les diverses formes d'endommagements par H 2S en milieu humide. 5.1.2.3.9 Références 1. NACE Standard RP0296, Guidelines for Detection, Repair and Mitigation of Cracking of Existing Petroleum Refinery Pressure Vessels in Wet H 2 S Environments., NACE International, Houston, TX. 2. MPC Report FS-26, "Fitness-For-Service Evaluation Procedures for Operating Presure Vessels, Tanks, and Piping in Refinery and Chemical Service," project 5, October 1995, Materials Properties Council, NY, 1995. 3. G.M. Buchheim, "Ways to Deal With Wet H2S Cracking Revealed by Study," Oil and Gas Journal du 9 juillet 1990, pp. 92-96. 4. R.B. Nielson et al, "Corrosion in Refinery Amine Systems," Paper No 571, CORROSION/95, NACE International, Houston, TX, 1995. 5. NACE Standard RP0472, "Methods and Controls to Prevent in-Service Environmental Cracking of Carbon Steel Weldments in Corrosive Petroleum Refining Environments ", NACE International, Houston, TX. 6. Publication 8X194 de la NACE, Materials and Fabrication Practices for New Pressure Vessels used in Wet H 2S Refinery Service, NACE International, Houston, TX, 1994. 7. R.D. Kane, R.J. Horvath, and M.S. Cayard, editors, "Wet H 2S Cracking of Carbon Steels and Weldments," NACE International, Houston, TX, 1996. 8. NACE Standard MR0103, Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining Environments, NACE International, Houston, TX, 2003.


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Figure 5-21 – Schéma du cloquage par l'hydrogène et de l'endommagement HIC résultant

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Figure 5-22 – Important cloquage par l'hydrogène à la surface d'un récipient sous pression en acier.


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Figure 5-23 – Coupe d'un plateau montrant l'endommagement HIC dans la virole d'un refroidisseur auxiliaire de gaz en sortie séparateur haute pression chaud dans une unité d'hydrotraitement.

Figure 5-24 – Microphotographie très agrandie d'endommagement HIC.


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Figure 5-25 – Microphotographie très agrandie illustrant un endommagement HIC de type fissuration en escalier.

Figure 5-26 – Schéma montrant des cloques d'hydrogène accompagnées par un endommagement SOHIC (fissuration par l'hydrogène orientée par les contraintes), au niveau de la soudure.

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Figure 5-27 – Schéma d'endommagement SOHIC au niveau des soudures d'angle qui est en général une combinaison de SSC (Corrosion fissurante provoquée par l'hydrogène sulfuré) et de SOHIC.

Figure 5-28 – Photographie d'un endommagement SOHIC révélé par un contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente.

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Figure 5-29 – Schéma d'un endommagement SSC sur un rechargement par soudage.

Figure 5-30 – Schéma montrant la morphologie d'une corrosion fissurante par l'hydrogène sulfuré dans une zone affectée thermiquement.


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Fissuration sous contrainte par l'hydrogène dans l'acide fluorhydrique

5.1.2.4.1 Description de l'endommagement La fissuration sous contrainte par l'hydrogène est une forme de fissuration par le milieu ambiant dont l'amorçage peut se faire à la surface des aciers faiblement alliés haute résistance et des aciers au carbone comportant des zones hautement sollicitées de dureté élevée dans le métal d'apport et dans les zones ZAT résultant d'une exposition à des milieux acides fluorhydriques aqueux. 5.1.2.4.2 Matériaux affectés Aciers au carbone et aciers faiblement alliés. 5.1.2.4.3 Facteurs critiques a) Dureté, résistance de l'acier et contraintes. b) La sensibilité augmente conjointement à la dureté. Les niveaux de dureté au-dessus de l'indice Rockwell C 22 (indice de dureté Brinell 237) sont hautement sensibles. La durée de fonctionnement avant défaillance diminue en fonction de l'augmentation de la dureté (matériaux plus résistants). c) Sous des niveaux élevés de contraintes de traction, appliquées ou résiduelles (dues à l'écrouissage au soudage), la fragilisation entraîne la fissuration des aciers sensibles. d) La fissuration peut apparaître très rapidement, dans les heures qui suivent l'exposition au milieu fluorhydrique ou une période extrêmement longue peut s'écouler avant amorçage des fissures. e) Des microstructures dures peuvent apparaître dans les soudures, notamment dans les joints soudés avec une faible énergie, dans les zones affectées thermiquement, dans les aciers faiblement alliés, ou suite à un traitement thermique inapproprié. 5.1.2.4.4 Unités ou équipements affectés a) Toutes les canalisations et équipements exposés à l'acide fluorhydrique, quelle que soit la concentration, avec des niveaux de dureté supérieurs aux limites recommandées, sont enclins à la fissuration sous contrainte par l'hydrogène. b) Les aciers de haute résistance, faiblement alliés tels que l'ASTM A193-B7, dont sont fabriqués certains boulons et organes de compresseurs, sont également sensibles. c) Les boulons en ASTM A193B7M sont également sensibles s'ils sont trop serrés. 5.1.2.4.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) Ce mode de fissuration ne peut être confirmé que par examen métallographique. La fissuration est intergranulaire. b) Elle produit des fissurations débouchant en surface, en général associées à des soudures. 5.1.2.4.6 Prévention / Protection a) Le traitement thermique après soudage est bénéfique dans la mesure où il réduit la dureté et les contraintes résiduelles qui rendent l'acier sensible à la fissuration par l'hydrogène sulfuré (SSC). b) Il est recommandé de contrôler les aciers au carbone ordinaires à faible résistance utilisés en raffinerie de manière à obtenir un indice de dureté Brinell des soudures < 200 conformément à la RP0472 de la NACE. En général, ces aciers ne sont pas sensibles à la fissuration SSC à moins qu'il n'y ait des zones localisées d'indices de dureté Brinell supérieurs à 237. c) Utiliser des aciers au carbone ayant des équivalents carbone (CE) inférieurs à 0,43, où : CE = %C + %Mn/6 + %(Cr+ Mo + V)/5 + %(Cu + Ni)/15 d) Les boulons B7M de nuance ASTM A193 sont plus doux et ont une résistance moindre que les boulons B7 ; ils sont également plus résistant à la fissuration. e) Les revêtements en alliage ou non métalliques qui assurent une protection efficace de la surface de l'acier contre la diffusion de l'hydrogène permettront d'éviter la fissuration. f) L'alliage 400 n'est pas sensible à cette forme de fissuration mais il peut être enclin à une fissuration due à une corrosion sous tension intergranulaire, notamment lorsqu'il est en état non détendu (voir 5.1.1.6).

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5.1.2.4.7 Inspection et surveillance a) Les fissures débouchant à la surface peuvent être décelées sur la base d'un contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente. b) La meilleure méthode de détermination de la sensibilité d'un matériau suspect est l'essai de dureté. c) On peut quelquefois trouver des zones de dureté élevée du côté procédé dans les passes de recouvrement de soudure et dans les soudures de fixation qui n'ont pas été soumises à un traitement de revenu (adoucissement) par des passes subséquentes. 5.1.2.4.8 Mécanismes associés Ce mécanisme est le même que celui qui est responsable de la fissuration due à la corrosion par l'hydrogène sulfuré en milieu humide en présence de H 2S, à l'exception du fait que l'hydrogène est généré par l'acide fluorhydrique. Le cloquage, la fissuration par l'hydrogène (HIC) et l'endommagement SOHIC sont similaires à ceux rencontrés dans le mécanisme d'endommagement par H 2S en milieu humide (voir 5.1.2.3). ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

5.1.2.4.9 Références 1. J. D. Dobis, D. R. Clarida and J. P. Richert, "Survey Reveals Nature of Corrosion in HF Alkylation Units", Oil and Gas Journal , March 6 1995, Vol. 93, N° 10, pp. 63-68. 2. ASM Metals Handbook , "Corrosion in Petroleum Refining and Petrochemical Operations," Volume 13, ASM International, Materials Park, OH. 3. NACE RP0472, "Methods and Controls to Prevent in-Service Environmental Cracking of Carbon Steel ", NACE International, Houston, TX.


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5.1.2.5


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Fissuration due à la corrosion sous tension par les carbonates

5.1.2.5.1 Description de l'endommagement La fissuration due à la corrosion sous tension par les carbonates (souvent désignée par l'expression "fissuration par les carbonates") s'applique aux ruptures débouchant à la surface ou aux fissures qui apparaissent dans les zones adjacentes aux soudures en acier au carbone, sous l'action combinée des contraintes de traction et de la corrosion dans des circuits contenant des carbonates. Il s'agit d'une forme de fissuration due à la corrosion sous tension en milieu alcalin (ASCC). 5.1.2.5.2 Matériaux affectés Aciers au carbone et aciers faiblement alliés. 5.1.2.5.3 Facteurs critiques a) Le niveau de contrainte et la compositions chimique de l'eau. b) La fissuration due à la corrosion sous tension par les carbonates peut apparaître à des niveaux relativement faibles de contrainte résiduelle mais en général elle touche les soudures et les zones écrouies qui n'ont pas été détensionnées. c) La sensibilité à la fissuration augmente en fonction de la montée du pH et de la concentration en -2 carbonate (C03 ). Elle peut apparaître dans les conditions suivantes : i) Acier au carbone non détensionné, -2

ii) pH > 9 et C03 > 100 ppm, ou -2

iii) 8 < pH <9 et C03 > 400 ppm. d) Si les équipements / canalisations contiennent une phase aqueuse avec une teneur en H 2S de 50 wppm ou plus, à un pH de 7,6 ou plus, ils sont considérés sensibles. e) Il a également été démontré que les cyanures augmentent la sensibilité à la fissuration. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

f) Dans les unités d'épuration de gaz, la fissuration peut apparaître lorsque la teneur en CO 2 est supérieure à 2% et que les température dépassent 93°C (200°F). 5.1.2.5.4 Unités ou équipements affectés a) La fissuration due à la corrosion par les carbonates est le plus souvent rencontrée dans le circuit de reflux et de condensation de tête des colonnes de fractionnement principales d'unités de craquage catalytique en lit fluidisé, dans les circuits de compression de gaz humides en aval et dans les circuits d'eau acide en provenance de ces mêmes zones. Elle affecte tant les canalisations que les récipients. b) La fissuration due à la corrosion par les carbonates a été également décelée dans les canalisat ions et équipement d'installations d'extraction de carbonate de potassium, de Catacarbe et de CO 2 dans des unités de production d'hydrogène. 5.1.2.5.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) En général, la fissuration due à la corrosion par les carbonates se propage parallèlement à la soudure dans le métal de base adjacent, mais elle peut également apparaître dans le métal déposé ou dans les zones affectées thermiquement. b) La configuration de la fissuration observée à la surface de l'acier est quelquefois décrite comme une "toile d'araignée" constituée de petites fissures qui partent souvent / ou rencontrent souvent des défectuosités liées aux soudures qui servent de zones locales de concentration des contraintes. c) On peut facilement confondre ce type de fissure avec la fissuration SSC ou SOHIC ; cependant, les fissures dues à la corrosion par les carbonates sont en général plus éloignées du bord de la soudure et présentent de multiples fissures parallèles (Figure 3.1.2.5.1 à Figure 3.1.2.5.4). d) Les fissures dues à la corrosion par les carbonates sont des défauts qui aboutissent à la surface, de nature essentiellement intergranulaire et apparaissant en général dans des éléments fabriqués en acier au carbone, bruts de soudure, ayant l'aspect d'un réseau de fissures très fines et remplies d'oxydes.


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5.1.2.5.6 Prévention / Protection a) L'application d'un traitement thermique de détente après fabrication, à une température d'environ 621°C (1150°F) est une méthode éprouvée de prévention de la fissuration due à la corrosion par les carbonates. Les exigences de traitement thermique s'appliquent aux soudures de réparation ainsi qu'aux soudures de jonction internes et externes. b) La fissuration peut être éliminée au moyen de revêtements de protection efficaces, en remplaçant l'acier au carbone par de l'acier inoxydable de série 300, calmé ou plaqué, de l'alliage 400 ou autre alliage résistant à la corrosion. c) Avant chasse à la vapeur ou traitement thermique, il faut rincer à l'eau les canalisations et équipements qui n'ont pas fait l'objet d'un traitement thermique après soudage dans les circuits de carbonates chauds. d) Un inhibiteur au métavanadate peut être utilisé dans les circuits de carbonates chauds, dans les unités d'extraction du dioxyde de carbone (CO 2) et dans les unités de production d'hydrogène afin de prévenir la fissuration. Il faut néanmoins assurer un dosage et une oxydation correcte de l'inhibiteur. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

5.1.2.5.7 Inspection et surveillance a) La fissuration peut se développer de manière sporadique et rapide, en fonction de subtiles modifications du procédé, de sorte qu'il n'y a pas, de manière générale, de surveillance. Cependant, il convient -2 d'assurer une surveillance périodique du pH et de la concentration en CO 3 dans les eaux acides de craquage catalytique en lit fluidisé, afin de déterminer la sensibilité à la fissuration. a) Bien que les fissures puissent être détectées visuellement, les meilleures techniques sont le contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente (WFMT) ou par fuite de flux magnétique en courant alternatif (ACFM). La préparation des surfaces par grenaillage, par décapage à l'eau sous pression ou autre méthode, est en général requis pour la technique de contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente (WFMT). De manière générale, le contrôle par ressuage ne permet pas de détecter les fissures étroites ou remplies de dépôts, et ne devrait pas être utilisé. c) En général, les ramifications sont importantes, de sorte que la profondeur des fissures peut être mesurée en utilisant une technique de contrôle par ultrasons appropriée, y compris un contrôle externe ultrasons par ondes transversales. Les instruments à résistance électrique qui mesurent la profondeur des fissures ne sont pas efficaces car les fissures contiennent généralement des oxydes de fer magnétiques. d) Ce type de fissuration ne comporte pas de risque d'extension par meulage. Le meulage des fissures est une méthode pratique de détermination de la profondeur des fissures. e) Le contrôle par l’émission acoustique (AET) peut être utilisé pour surveiller et localiser le développement de fissures. 5.1.2.5.8 Mécanismes associés Le terme exact pour la fissuration par les carbonates est "fissuration due à la corrosion sous tension par les carbonates " et il s'agit d'une forme de fissuration due à la corrosion sous tension en milieu alcalin (ASCC). La fissuration par fragilisation aux amines (voir 5.1.2.2) et la fissuration due à la corrosion sous tension par les caustiques (voir 4.5.3) sont deux autres formes de fissurations ASCC d'aspect similaire. 5.1.2.5.9 Références 1. J.H. Kmetz and D.J. Truax, "Carbonate Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel in Refinery FCC Main Fractionator Overhead Systems," CORROSION/90 , Paper No 206, NACE International, Houston, TX, 1990. 2. H.U. Schutt, "Intergranular Wet Hydrogen Sulfide Cracking," CORROSION/92 , Paper No 454, NACE International, Houston, TX, 1992. 3. E. Mirabel et al, "Carbonate-type Cracking in an FCC Wet Gas Compressor Station," Materials Performance, July 1991, pp. 41-45. 4. NACE Standard RP0296, Guidelines for Detection, Repair and Mitigation of Cracking of Existing Petroleum Refinery Pressure Vessels in Wet H 2 S Environments , NACE International, Houston, TX.


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Figure 5-31 – Fissuration par les carbonates à l'extrémité adjacente à la soudure sur une canalisation sans TTAS dans une unité de craquage catalytique en lit fluidisé, après 15 ans de service.

Figure 5-32 – Microphotographie d'une coupe de fissuration par les carbonates dans le métal de base. L'amorçage des fissures s'effectue à la surface interne (côté gauche). Sans décapage.


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Figure 5-33 – Microphotographie d'une coupe de fissuration par les carbonates dans le métal de base, partant d'une piqûre de corrosion sur la surface interne. Sans décapage.

Figure 5-34 – Microphotographie d'une coupe de fissuration par les carbonates dans le métal de base, montrant la nature ramifiée de la fissuration. Après décapage.


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5.1.3 5.1.3.1


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Autres mécanismes Attaque par l'hydrogène à haute température (HTHA)

5.1.3.1.1 Description de l'endommagement a) L'attaque par l'hydrogène à haute température résulte d'une exposition de l'hydrogène à des températures et des pressions élevées. L'hydrogène réagit avec les carbures présents dans les aciers pour former du méthane (CH 4) qui ne peut pas diffuser dans l'acier. La perte de carbures entraîne une perte globale de résistance. b) La pression de méthane s’accroît, en formant des bulles ou des cavités, des microfissures et fêlures qui se combinent pour former des fissures. c) Les ruptures peuvent avoir lieu lorsque les fissures réduis ent la capacité de charge de la partie sous pression. 5.1.3.1.2 Matériaux affectés Par ordre croissant de résistance : acier au carbone C-0,5Mo, Mn-0,5Mo, 1Cr-0,5Mo, 1,25Cr-0,6Mo, 2,25Cr1Mo, 2,25Cr-1Mo-V, 3Cr-1Mo, 5Cr-0,5Mo et aciers similaires avec des variations de composition chimique. 5.1.3.1.3 Facteurs critiques a) Pour un matériau spécifique, l'attaque par l’hydrogène à haute température dépend de la température, de la pression partielle d'hydrogène, de la durée d'exposition et des contraintes. L'exposition en service est une durée cumulée. b) L'attaque par l’hydrogène à haute température est précédée par une période pendant laquelle les techniques de contrôle normales ne peuvent détecter aucune modification notable des propriétés. c) La période d'incubation est la période pendant laquelle il y a eu suffisamment d'endommagements pour qu'ils puissent être mesurés au moyen des techniques de contrôle disponibles ; cette période d'incubation peut aller de quelques heures dans des conditions très sévères à plusieurs années. d) La figure 5-35 illustre des courbes qui donnent l'enveloppe de sécurité de fonctionnement en termes de température / pression partielle d'hydrogène, pour les aciers au carbone et les aciers faiblement alliés. Le document RP 941 de l'API fournit des informations supplémentaires sur l'attaque par l’hydrogène à haute température. e) Pour l'acier au carbone, les courbes sont raisonnablement prudentes jusqu'à une pression partielle d'hydrogène atteignant environ 10 000 psi. f) Les aciers inoxydables de série 300, ainsi que les alliages 5Cr, 9Cr et 12 Cr, ne sont pas sensibles à l'attaque par l’hydrogène à haute température dans des conditions usuelles rencontrées dans les unités de raffinerie. 5.1.3.1.4 Unités affectées a) Les unités de traitement hydrogénant, telles que les hydrocraqueurs (unités de désulfuration) et les unités d'hydrotraitement, les reformeurs catalytiques, les unités de production d'hydrogène et les unités d'épuration à l'hydrogène, telles que les unités à pression cyclique (PSA), sont toutes sensibles à l'attaque par l’hydrogène à haute température. b) Tubes de chaudières de vapeur à très haute pression. 5.1.3.1.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'attaque par l’hydrogène à haute température peut être confirmée au moyen de techniques spéciales, telles que l'analyse métallographique des zones endommagées comme décrit ci-dessous (Figure 5-36). b) La réaction hydrogène / carbone peut entraîner une décarburation de l'acier en surface. Si la diffusion du carbone à la surface est limitante, la réaction peut donner lieu à une décarburation interne, à la formation de méthane et à une fissuration. c) Aux premiers stades de l'attaque par l’hydrogène à haute température, on peut détecter des bulles / cavités au microscope de balayage, même s'il peut être difficile de faire la différence entre des cavités d'attaque par l’hydrogène à haute température et des cavités de fluage. Certains services dans les raffineries exposent les aciers faiblement alliés à la fois aux conditions d'attaque par l’hydrogène à haute température et de fluage. les premiers stades de l'attaque par l’hydrogène à haute température ne peuvent être confirmés que par une analyse métallographique spécifique des zones endommagées (Figure 5-37). d) Les stades ultérieurs d'endommagement peuvent révéler une décarburation et / ou des fissures sur des échantillons examinés au microscope ainsi que quelquefois lors de contrôles métallographiques sur site (Figure 5-38). e) Les fissures et les fêlures sont intergranulaires et apparaissent dans des régions voisines des zones de perlite (carbure de fer) dans les aciers au carbone.


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f) Des cloques peuvent être visibles à l'œil nu, dues à l'accumulation de molécules d'hydrogène ou de méthane dans les délaminations de l'acier. 5.1.3.1.6 Prévention / Protection a) Utiliser des aciers alliés au chrome et au molybdène pour améliorer la stabilité des carbures et par conséquent réduire la formation de méthane. Il existe d'autres méthodes de stabilisation du carbure, telles que le tungstène et le vanadium. b) En conception, l'usage est d'utiliser, avec les courbes de la RP 941 de l'API, un facteur de sécurité de 14°C à 28°C (25°F à 50°F). c) Même si ces courbes ont été bien utiles à l'industrie, il y a eu diverses défaillances des aciers C-0,5Mo en raffinerie, dans des conditions qui étaient précédemment considérées comme sûres. La stabilité du carbure dans les aciers C-0,5Mo dans des conditions d'attaque par l’hydrogène à haute température, peut être due, au moins en partie, aux différents carbures qui se forment lors des divers traitements thermiques appliqués aux équipements fabriqués. d) Les problèmes posés par les aciers alliés à 0,5 Mo ont entraîné le retrait de la courbe correspondante de l'ensemble principal de courbes et le matériau n'est pas recommandé pour de nouvelles fabrications destinées à des utilisations d'hydrogène en milieu chaud. Pour les équipements existants, ce problème a donné lieu à une analyse économique liant les coûts d'inspection aux coûts de remplacement par un alliage plus adéquat. L'inspection est très difficile car des problèmes sont apparus dans les zones affectées thermiquement par des soudures ainsi que dans le métal de base loin des soudures. e) Du matériau plaqué et / ou revêtu par procédé "roll bond" en acier inoxydable de série 300 est utilisé dans des applications en présence d'hydrogène lorsque le métal de base n'a pas une résistance adéquate à la sulfuration. Bien qu'il soit admis que des matériaux plaqués par revêtement austénitique ayant une liaison métallurgique correcte réduiront la pression partielle d'hydrogène sur le métal sous jacent, la plupart des raffineurs s'assurent que le métal de base a une résistance suffisante à l'attaque par l’hydrogène à haute température dans des conditions de service. Dans certains cas, les raffineurs tiennent compte de la réduction de pression partielle lorsqu'il s'agit d'évaluer la nécessité de dégazage de l'hydrogène lors de la fermeture des équipements à parois épaisse. 5.1.3.1.7 Inspection et surveillance a) Cet endommagement peut apparaître de manière aléatoire dans les soudures ou les zones affectées thermiquement par les soudures, ainsi que dans le métal de base, ce qui rend la surveillance et la détection de l'attaque par l’hydrogène à haute température extrêmement difficiles dans les matériaux sensibles. b) Les techniques par ultrasons associant rapport de vitesse et rétrodiffusion se sont révélées les plus efficaces pour déceler les micro-fissures et / ou les fissures graves. c) Les contrôles métallographiques sur site peuvent uniquement détecter les microfissures, les fêlures et la décarburation à proximité de la surface. Cependant, la plupart des équipements ont des surfaces décarburées dues aux divers traitements thermiques utilisés pendant la fabrication. d) Une inspection visuelle des cloques à la surface interne permet de déceler la formation de méthane et une éventuelle attaque par l’hydrogène à haute température. Cependant, il est fréquent que cette attaque HTHA ne soit pas accompagnée de formation de cloques en surface. e) Les autres techniques de contrôle conventionnelles, tell es que le contrôle par magnétoscopie à la liqueur fluorescente et le contrôle radiographique, ont malheureusement des capacités limitées de détection, à l'exception des stades avancés d'endommagement, c'est-à-dire lorsque la fissuration a déjà évolué. f) Le contrôle par l’émission acoustique n'est pas une méthode éprouvée pour la détection de cet endommagement. 5.1.3.1.8 Mécanismes associés Une forme d'attaque par l’hydrogène à haute température peut apparaître dans les tubes de chaudière. Elle est appelée dégradation par l'hydrogène ; dans l'industrie des énergies fossiles. 5.1.3.1.9 Références 1. API RP 941, Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and Pressures in Petroleum Refineries and Petrochemical Plants, American Petroleum Institute, Washington, D.C. 2. J. Vitovec, F.H., "The Growth Rate of Fissures During Hydrogen Attack of Steels," API Division of Refining, Vol. 44 (III) 1964, pp. 179-188. 3. Materials Property Council Report FS-26, "Fitness-for-Service Evaluation Procedures for Operating Pressure Vessels, Tanks, and Piping in Refinery and Chemical Service," project 5, Materials Properties Council, NY, 1995. --`,,`,,,-`-`,,`,,`,`,,`---


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Température en degrés Celsius Pression partielle d'hydrogène, en mégapascals absolus Pression partielle d'hydrogène, en livres par pouce carré absolu Température en degrés Farhenheit

Figure 5-35 – Pression recommandée et limites de pressions partielles H 2 selon API 941. (Réf. 1)

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Figure 5-36 – Coupe d'une canalisation montrant une rupture ayant une apparence fragile, due à une attaque par l’hydrogène à haute température (HTHA).

Figure 5-37 – Microphotographie à fort grossissement montrant les microfissurations.

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Figure 5-38 – Microphotographie à fort grossissement montrant la jonction des microfissures qui finissent par former des fissures continues. On notera que cet endommagement s'accompagne d'une décarburation significative.


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5.1.3.2


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Hydruration du titane

5.1.3.2.1 Description de l'endommagement L'hydruration du titane est un phénomène métallurgique dans lequel l'hydrogène se di ff us e dans le titane et réagit pour constituer une phase hydrure fragilisante. Ceci peut entraîner une perte totale de ductilité sans signes visibles de corrosion ou perte d'épaisseur. 5.1.3.2.2 Matériaux affectés Alliages de titane. 5.1.3.2.3 Facteurs critiques a) La température du métal, la composition chimique de la solution ainsi que la composition de l'alliage. b) Ce phénomène apparaît dans des milieux spécifiques à des températures supérieures à 74°C (165°F) et à un pH inférieur à 3, supérieur à 8 ou neutre avec une teneur élevée en H 2S. c) Cet endommagement est favorisé par le contact galvanique entre le titane et des matériaux plus actifs tels que l'acier au carbone et les aciers inoxydables de série 300. Cependant, l'hydruration peut apparaître même en l'absence de couplage galvanique. d) La fragilisation apparaît à terme au fur et à mesure que l'hydrogène est absorbé par l'organe et réagit pour constituer des phases hydrures de fragilisation. L'hydruration se poursuivra en profondeur et en étendue jusqu'à entraîner une perte totale de ductilité. e) L'hydruration a également été observée dans certains milieux chimiques comme résultat d'une corrosion due à du fer accidentellement incorporé à la surface en titane lors de la fabrication. La corrosion du fer et les dépôts de sulfure de fer dans les flux du procédé entraînés à partir des unités en amont peuvent entraîner une rétention de l'hydrogène. f) La solubilité de l'hydrogène dans le titane pur et dans les alliages alpha-bêta est limitée (50 - 300 ppm) et une fois que cette limite est dépassée, des hydrures se forment. Par ailleurs les alliages bêta sont plus tolérants à l'hydrogène et peuvent accepter jusqu'à 2000 ppm. 5.1.3.2.4 Unités ou équipements affectés a) Cet endommagement a été principalement détecté dans les strippeurs d’eau acide et dans les unités de traitement aux amines, dans les condenseurs de tête, les tubes d'échangeurs thermiques, les canalisations et autres équipements en titane utilisés à une température de service supérieure à environ 74°C (165°F). b) L'hydruration peut également apparaître dans des atmosphères d'hydrogène à des températures > 177°C (350°F), notamment en l'absence d'humidité ou d'oxygène. c) Les équipements disposant d'une protection cathodique à des potentiels < -0,9 v sce. 5.1.3.2.5 Aspect ou morphologie de l'endommagement a) L'hydruration du titane est une modification métallurgi que qui n'est pas directement visible, et qui ne peut être confirmée que par des techniques d'examen métallurgique (Figure 5-39, Figure 5-40 et Figure 5-41) ou par des essais mécaniques. b) Un essai de pliage ou un essai d'écrasement dans un étau permet de détecter rapidement la fragilisation. Lorsqu'il n'est pas endommagé, le titane s'écrasera de manière ductile tandis que les organes fragilisés se fissureront et / ou se craquelleront avec peu ou pas de signes de ductilité. c) Les tubes d'échangeurs thermiques fragilisés peuvent rester intacts jusqu'à ce qu'ils soient déplacés lors de la dépose du faisceau pour inspection. Les tubes se fissureront au fur et à mesure que le faisceau pliera lorsqu'il est retiré. d) La fissuration peut apparaître si on essaye de redudgeonner des tubes ainsi fragilisés. e) L'inflammation des tubes de titane est aussi un autre endommagement possible. Un examen métallographique des tubes de titane d'un faisceau qui a brûlé a révélé des quantités significatives d'hydrures, notamment à proximité du métal fondu. 5.1.3.2.6 Prévention / Protection a) Il convient de ne pas utiliser le titane dans des environnements à hydruration connue tels que les amines ou les eaux acides, lorsque l'éventualité d'une fuite n'est pas admissible. b) Si un contact galvanique risque de favoriser l'hydruration, ce problème peut être évité en utilisant une construction tout titane ou en isolant électriquement le titane des autres métaux. Il est admis que l'élimination du couple galvanique n'empêche pas l'hydruration dans des milieux d'eaux acides alcalines.


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5.1.3.2.7 Inspection et surveillance a) Des techniques spéciales de contrôle utilisant des courants de Foucault ont été citées comme capables de détecter l'endommagement par hydruration. b) Il n'existe pas de techniques permettant de surveiller ou de contrôler l'hydruration du titane autres que les méthodes d'analyse métallurgique et / ou d'essais mécaniques mentionnées ci-dessus. 5.1.3.2.8 Mécanismes associés L'hydruration est un mécanisme d'endommagement spécifique à quelques matériaux tels que les alliages de titane et de zirconium. 5.1.3.2.9 Références 1. B.E. Hopkinson and O. Fermin Herandez, "Use of Titanium in Petroleum Refining," Materials Performance, September 1990, pp. 48-52. 2. J.B. Cotton, "Using Titanium in the Chemical Plant," Chemical Engineering Progress, Volume 66, N° 10, 1907, p. 57. 3. L.C. Covington, "Factors Affecting the Hydrogen Embrittlement of Titanium", NACE Paper No 75, CORROSION/75 , NACE International, Houston, TX, 1975. 4. L.C. Covington, "The Influence of Surface Condition and Environment on the Hydriding of Titanium," CORROSION , Volume 35, No 8, 1979, pp. 378-382. 5. I. Phillips, P. Pool and L.L. Shreir, "Hydride Formation During Cathodic Polarization of Ti" and "Effect of Temperature and pH of Solution on Hydride Growth," Corrosion Science, Volume 14, 1974, pp. 533-542. 6. L.A. Chariot and R.H. Westerman, "Low Temperature Hydriding of Zircaloy-2 and Titanium in Aqueous Solutions" Electrochemical Technology , Volume 6, 1968. 7. R.W. Schutz, J.S. Grauman and C. Covington, "Determination of Cathodic Protection Limits for Prevention of Titanium Tube Hydride Embrittlement in Salt Water", NACE Paper No 110, CORROSION/89, NACE International, Houston, TX, 1989. 8. Z.F. Wang, C.L. Briant and K.S. Kumar, "Electrochemical, Galvanic and Mechanical Responses of Grade 2 Titanium in 6% Sodium Chloride Solution", CORROSION , Volume 55, No 2, 1999, pp. 128-138.

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Figure 5-39 – Rupture d'un tube d'échangeur thermique en titane due à une hydruration dans un refroidisseur d'eau acide. Le fluide de refroidissement est de l'eau de mer.

Figure 5-40 – Microphotographie à fort grossissement de la coupe du tube illustré à la Figure 5-39 passant par la pointe de la fissure. Agrandissement 200x.

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Figure 5-41 – Autre microphotographie à fort grossissement du tube montrant une vue plus détaillée de la pointe de la fissure. Les hydrures de titane sont nettement visibles. Agrandissement 400x.


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5.2


5-65

Schémas de procédé d'unités de traitement

Des schémas simplifiés des procédés de plusieurs unités de traitement normalement présentes dans de nombreuses raffineries sont présentées dans cette section. Ces schémas de procédé présentent notamment certaines des zones de l'unité où peuvent être rencontrés nombre des principaux mécanismes d'endommagement. Il convient de noter qu'il ne s'agit pas d'une liste exhaustive des mécanismes d'endommagement mais comme le point de départ de certaines études importantes. Le tableau 5-3 définit la numérotation des mécanismes d'endommagement tels qu'utilisée sur les schémas de procédé correspondant aux unités de traitement énumérées ci-après. Les schémas de procédé compris dans cette partie sont les suivants : 5.2.1 Unité de traitement du brut / atmosphérique et sous vide Voir Figure 5-42. ` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

5.2.2 Cokeur différé (delayed coker) Voir Figure 5-43. 5.2.3 Craquage catalytique en lit fluidisé Voir Figure 5-44. 5.2.4 Récupération des fractions légères de craquage catalytique en lit fluidisé Voir Figure 5-45. 5.2.5 Reformage catalytique - Regénération en continu du catalyseur Voir Figure 5-46. 5.2.6 Reformage catalytique - en lit fixe Voir Figure 5-47. 5.2.7 Unités de traitement hydrogénant - Hydrotraitement, Hydrocraquage Voir Figure 5-48. 5.2.8 Alkylation à l'acide sulfurique Voir Figure 5-49. 5.2.9 Alkylation à l'acide fluorhydrique Voir Figure 5-50. 5.2.10 Traitement aux amines Voir Figure 5-51. 5.2.11 Récupération du soufre Voir Figure 5-52. 5.2.12 Strippeur d’eau procédé Voir Figure 5-53. 5.2.13 Isomérisation Voir Figure 5-54. 5.2.14 Reformage à l'hydrogène Voir Figure 5-55.


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Tableau 5-3 - Légende relative aux mécanismes d'endommagement N° du ME 1 _ 2 3 4

Mécanisme d'endommagement Sulfuration Endommagement H 2S en milieu humide (Cloquage/Fissuration HIC/SOHIC/SSC)

N° du Mécanisme d'endommagement ME ° ° 33 Fragilisation à 475 C (885 F) 34

Adoucissement (Sphéroïdisation)

Fluage / Rupture sous contrainte Corrosion par H 2/H2S à haute température Fissuration par fragilisation des acides polythioniques

35 36

Fissuration au réchauffage Corrosion par l'acide sulfurique

37

Corrosion par l'acide fluorhydrique

6

Corrosion par les acides naphténiques

38

7

Corrosion par le disulfure d'ammonium

39

8

Corrosion par le chlorure d'ammonium

40

9

Corrosion par l'acide chlorhydrique

41

5

Corrosion au point de rosée du gaz de combustion Fissuration de la soudure entre métaux dissemblables Fissuration sous contrainte par l'hydrogène dans l'acide fluorhydrique Attaque sélective (dézincification / dénickélisation)

42

Corrosion par le dioxyde de carbone

11 12 13 14 15

Attaque par l'hydrogène à haute température Oxydation Fatigue thermique Corrosion par les eaux acides Dégradation des matériaux réfractairex Graphitisation

43 44 45 46 47

16

Fragilisation de revenu

48

17

Décarburation

49

18

Fissuration par fragilisation caustique

50

19

Corrosion caustique

51

20

Erosion / Erosion-corrosion Fissuration par fragilisation par les carbonates due à la corrosion sous tension Fissuration par fragilisation aux amines Fissuration par fragilisation aux chlorures due à la corrosion sous tension Carburation Fragilisation par l'hydrogène Choc thermique Cavitation Corrosion graphitique (voir Attaque sélective) Surchauffe de courte durée - Rupture sous contrainte Rupture fragile Fragilisation par formation de phase Sigma / Chi ° ° Fragilisation à 475 C (885 F)

52

Fatigue par corrosion Corrosion par les cendres de combustible Corrosion par les amines Corrosion sous isolation (CUI) Corrosion atmosphérique Fissuration due à la corrosion sous tension par l'ammoniac Corrosion par l'eau de refroidissement Corrosion par l'eau d'alimentation des chaudières et par les condensats Corrosion induite microbiologiquement (Corrosion bactérienne) Fragilisation par métaux liquides

53

Corrosion galvanique

54

Fatigue mécanique

55

Nitruration

56 57 58 59

Fatigue due aux vibrations Hydruration du titane Corrosion par le sol Metal dusting

60

Vieillissement sous contraintes

61

Caléfaction

62

Corrosion par l'acide phosphorique

63

Corrosion par le phénol (acide carbolique)

10

21 22 23 24 25 27 28 29 30 31 32 33

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e r l e o e s d z g u i a é o s v l G

e l d e o r s d z u u i a o o s v l G

e d e e g n a p n i o p r s l o t s u C d i

s é R

r u e t c e j E

z a g s e d t n e m e t i a r T

a t h p a N

s e l b i t z s a u G b m o c

e e d e d i e g a n p v n p s i o r u l t o o s s C

Séparateur

e d e n t o ê l t l a B r u e e s t n ê e t d e n d o C

r e u n e è p e s p d r i r o t é S k

e t ê t e d e n n o l o C

e ) d e v i e t n d a o t i l t u u c o s e c j a f n ( I

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e n è s o r é K e d r l e u o e z p a p g i r t S

e l o z a G e e u d n q i o r e e i l t é g o a a z l l h i p a t p s p g s i r i o t d m S t a

r u e e d f f i u v a s h u c o é s R

e u n q i o e i r l t é o a l h z l p i a t s s o G i d m t a

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e t n

s e l

i b à t a a r l n t e b n u e r o m d a c m e p s e s e d s e n s r i u g i s e i o u l d o a e r m b s s i x d o u t n i l s m h u e m s c e h e u e r t a u e a c t u i m u u u s t é n b s q n e q e o l s s i i i p o m u o e d t e e i n o u m b l l u o s s q u o e é r n r m t r u t m i e R e r m c s q ‘ r a t a e n a a h m d d t i c e n i – ) p c p p ’ r s n y n a i a o a F u e i d e r n a d h e ° e d n n n q t s r i r é n é 5 e o i s o l e S o o o n i i o r 8 2 i r u h t r e e s e o t s t x u r l r r h H 8 m p a a a u c e d o s n d ( u o i u c o d r s r s s d r y d i i i i a r i c s i i o e o t l l t F n a e C u x n i c l d u l e l e o é p ) o s ° a r o o g g g c i a h c i u - a n u 5 s d a t a a c m s c q r r r c s e o 7 a s à n C i n f t f f a r t e ’ l e e r e l o r c 4 e e e S r é l l l r s i a s l S t a u s a s e r r u r r r e à p u a / u m m e o p o d n d a a d p a r e C p p u a a a c E n s e o n p p n c n I u n q p p p x n g n o i i f t i a t n i r i u i o i o n / i o n f o n n i o i n n n o o a H / n t i o i o i o t o n t i o o t n a i t u a a t m O t o i a i a i a o a s i a o l s r s a m S e r a l s s s s i s i r r r a o s s r h o o o d u o i u o h i u o o u m i g u t u o / r s s r c r r e l g s l y r r r r r y s r s d C a r g a s a v f u i s o r s r s r s r s m o o o x i o o o o i i u n I r i l r o u r i a t H ’ F S E ( F F p C C C O F C E F c S F F C C F l a l e r s e d n e g é L

Figure 5-42 – Unité de traitement du brut atmosphérique et sous vide


e d i v s u o s t e e u q i r é h p s o m t a t u r b u d t n e m e t i a r t e d é t i n U

Not for Resale

` , , ` , ` , , ` , , ` ` , , , ` , , ` -

5-68


n o é n i s a l i t b h a p t a s N

n o e i e d t l o r c a z e f a g é k G é l o c

Décembre 2003

n o e i e d t l o d c a z r f a u é k G o l o c

n n l e e i o o o d t i t c z r c a r a a g e f u r g é t e k x e é p l o E d c a V

n e n o r e i o l i o d t u t c e c z d a p a r a g f r u é a t o k V x e l E d o c

z a G

r u e t a l u m u c c A

e g r a h C

t n e e d m e e n n n n o i o l o t C c a r f r u e p a V

é r é f f i d r u e k o C r u e f f u a h c é R

c

e n o s d i n s t c o é f a l t l a i n é B ’ u k d o c

a t i n n o e m m ) m C e a S ’ g l S a r / a C m I p m H n e t o o O i n i s d S / a n n r ) C t e I n e t c ’ o H i n s d ( t c u a s e o s s i d s e l i u é o n m m k s o u i c s s i i e s h m e r n n o u u i u é r u t a r q n d e i i p / o ) c l o i e n u n c é é m o ) r C m t t R i n t I a I m h m ) n i – F a U p M a p a r e t ’ c x i C n ( e ° f n d n a i ( o e e u n é o i r 5 2 o i u 8 c e k a S s c s u r n n t q H 8 a i e o o s d ( i o s r s i r s i r m u i g t i r e u d é e a o C i o C d l u l a l o t c i l v p o ° r g c h o t t s a n u 5 ( o e s a r i n e s o c b o 7 e i a u n l v s f e m l e o e r l e c 4 i o q i r i r e u r u e à t s r a r m t u c c m i q d m r o i p e p a ’ r e o a a l s n m e n u p d p s n m g e o E é n e o a R n o r f i s n o n f t n t h i n / t i i m / i e d t o e i o r o i a e i o t i o h u e n a n r a s s a i t u s t s r m e s a u i o r f u c h l e a i u o o o o u o g g s b r l r d r u r c g q i f u r g l s y r r o a r d a r t o a t t o i s o x a r a h u r u o i s r é u n l o L S E F C D C O F E C C S F A C F C

Figure 5-43 – Cokeur différé


Not for Resale

` , , ` , ` , , ` , , ` ` , , , ` , , ` -

Décembre 2003


u r e u t e a r é a n v é e d G

e d e t n o n l e l t a é B d

n o i t e d s u r b i A m o c

r à u e n t s o t a i e s t l a f n t f e a u l p i d o s m o e d C

e s t e a r n é o u n l c d é y g C r e

e d e r a u v o a l T e r è n i s e o i s d i t l g z s a u b à g e u m n d o n c a V

é e r s è i u s r s u i l g e s y à l a t e n a n c a e V d

r u e t r i u a b ’ i r d t s i D

r u e t a r é n é g e R

u d r s u e e t n o c a l c é y r C

r u e t c a é r u d e t ê t e d e n g i L

t n e e e d m l e e a p n n i n n c n o i o i l o t r p C c a r f

` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

e r r è i u s e é s r i s é l y l g n a t é à a e c g r n e e n d a V

r u e t c a é R t r n u e e e n e t e m r d l a n o i l x u o e e n a u l m c d n i m f o a i e u l t r R c c p c e a a ’ r l d f

r e e g e g u e é a q e e e u l u t i q d g q y l i e a o d u t l a l z r l y o r a a u q a z c t a e a G o a r t c l c a d G c

e e g n n e a o d p l p o i r C t s

5-69

r e s i R

r u e p p i r t S

t e n n n e o m l e l o e c n a n i a o l c i t i n e r d c a r d f n e o d F

s r e u r e a t c h e c j e n I d

r u e f f u a h c é R

e d e g r a u f f e u g a n h a c h é c r E p

d n o f e d s n o i t c a r F

e g t i a l u r q u s a r é s c e i d e u q i d i u t l y f e l g a r t a a h c C

) C n n S o o i S / s i s n s C I e e n t e H u t e t s s q O i x n u u i n S u o o / a o a i r i s s C t t I t h h n n e H y o n o C ( l i o e i c / s s r e o p s a o o è i d r i u r r s d m o o r m e u o g s i c c u d a s S e h i h a a c m e l r c u l e u a i u e m à à t s r e s n e s i i p a i l o d e e i a e l u h n t t u e n u a t m r m c R p n d i a m o c d a r – e ) i t a p a s s é n n f r e e t ’ a e e r e d F é ° t n t m m n r n o d r u é n 5 e n S o n i o u x e 2 o t r o 8 g e i u s b r e u t i 8 f a u g H c a e r a o p d ( f m i o r l a a r s s u r u l i r n r r a h a e a u i s m a u l é i o a C a ’ m t e o c c v t e p o g l r r ° h a v c h v m s s – u f o 5 c d i o t a c e m e - s t r e l e u o r 7 é u n e f r n l u a e q u e i o r r a c a 4 r a l d e r r l n m u a r i e e e p à u ’ e t d n d n s a a ’ r ’ e l p p a m o o o n t r n i i r p p n d d n n a à s s d e u p g t e i o a i o a E n n i n f e i o i o n t e n a R n n h o o n o t t s t r / i o o t i o f t t o n a d i o / i t i a t i a u t i t t u a a i t i o i o s n t m t d i i a s r n r a a a r r a i s s r a s n e a r s a e m e l b l i l o r u a u h a e i i i i g r g o r p g a s u u b a h u o d i u o a u g r c g g é f s r y t g a c o s s r p r a a s r r d d u s L l s i s a é u r r i s o n u n l i o x a é r a r é r i o S E F F C O F D G F D E F F C S S F F F C c

Figure 5-44 – Unité de craquage catalytique en lit fluidisé


Not for Resale

é s i d i u l f t i l n e e u q i t y l a t a c e g a u q a r c e d é t i n U

5-70


` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

Décembre 2003

é s i d i u l f t i l r u s e u q i t y l a t a c e g a u q a r c e d s e r è g é l s n o i t c a r f s e d n o i t a r é p u c é R

s r e r u d e v e s i a e t n a g a h a x u p e a q h N a r é c d

r u e s i n a t u b é D e r v u a p e l i u H

r u e s i n a h t é é d / n o i t p r o s b a ’ d e n n o l o C

s e l b i t s u b m o c z a g s r e V à e u g a a e v ’ l a L

s e d i m u h z a g e d n o i s s e r p m o C

e d i c a u a E

à e u g a a e ’ v l a L

à e e u u g a q i a ’ t e é y t v l t i l a n n t a e ’ L u é l a e m c i s n

e à i d n n e e u o n i r g f l l o a a o t i u i c c q t l m a e a i r n r r D f p c e

u e d g r t a n u é o e l t l a a r d n B a o p c é e s s

e r g u a t e n t é o a r l l r e a a i B p m é e s r p

t n e m e g a m m o d n e ’ d s e m s i n a c é m x u a s e v i t a l e r s e d n e g é L

t e e n d n e r n o m u l e e o e r n i t a c n a l a i o m u l t i m e c r p u d a r c e f c t e ê d A t

) C S S / C I a H l O à S e / u C I d H s ( e t e a d i n o m b u h m r u a c u i e n s i l o l e i m m r a n m a p e ’ n d o n S o 2 e i t s i H r a n r r m u s o r o i l a i o r i i u l o p n h c g s t o c - a r n n n f e e i e m o r t l a s m m r s u e ’ a a o r p o g d p E s a n / n o i n o n t m e r i i a o u s o r m f i u s o o l o r s u r d s r o s s r n i o r i o E D C E F c

Figure 5-45 – Récupération des fractions légères de l'unité de craquage catalytique en lit fluidisé


Not for Resale

Décembre 2003


u e d n n n o e o i l t n o p a c r t o u s b s r b e a V ’ d

e d e n t o ê l t l a B

r s u e s r e s n v i o s n O i t a c e h S r t I a r è é F g s é l é d

r u e e s t n ê e t d e n d o C

d r u o l a t a h p a N

r u e t c a t n o c e R

2 H e g a l c y c e r e d r u e s s e r p m o C

r u é r e é s y n l a é g t a e C r

n t e i o a n t n e a e m r r d o d l o a f o p e C é r s

1 ° n r u e t c a é R

r u e p a V

e / d e s e g n u r o e a i t h c u q C a r F

r s u t i e u t a d r o a r p p é e S d

r s s u e e e g é g r i n n a b a h h c m c e o E d c


s e m s i n a t c é n m e x m u e a g a s m e v m i t o a d l n e r ’ e s d e d n e g é L

r u u o F

r u o F

r u o F

r u o F

r u e s y l a t – a e c u u q d i t e y u l a n t i a t c n e o g c a n e m r n o o f i e t R a r é n é g e R

t e a s n m r r a o e l f e v é R m

r u e s i n a t u b é D

n t n I o i e C t a e m l l d e H a t t i e s a r d n t I

s d r u o l s t a r é m o s I

5-71



e d r r u u e e s t y c l a e t l l a o c C

r a p n o i s t n n e e t m s u e o s s s i d n i o o e i r g s f e a r f o r f r e u o d a c e h a u u c l q a i é e r à l ’ n u e r a c g a u a é n i p t n d c a n m n o i i o n o e s t u i a d o i s u r t l o g r m r u a q a i t s u m r t s i s a o a e i ’ C F M F F l

e r u t p u R – e n e é o i r n s è u u o d g r n r o e r e o t d r v c y u e r n h ’ o o l c e e i d s à e t n o d i n r n n o e r a o E i o t i i f f t t a / t u n a a n s s r i o u l i a o l i i i h c c s g s b g r r o a r a r a u u r o F E C F S s

m u i n e u e o i t e m q r t n i m d u a a y a r ’ h h t n d r à o o e l c r h e n s u r c è u l o e g o h i d s c c o r e a d r l e ’ y u r l t r h ’ p a a l u p p r e r u n R n n a p t o / i o i o e a i r t e s s u é a g r o r o q p d a r r a y t m x u o o t l e O F C C A t

Figure 5-46 – Reformage catalytique – Regénération continue du catalyseur


Not for Resale

` , , ` , ` , , ` , , ` ` , , , ` , , ` -

5-72


` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

t e n 2 H

r à e u e u o e d i q t g u t s s r a o e v s u a a l V c

r r u u e e t l l i a e i s u d l o i b b e a R t s

e n t ê i o t t e l a a s d l e i i n d b o a l l a t B S

r u e t a s i l i b a t S

r u e s s e r p m o C

Décembre 2003

t a m r o f e R

t t a a m r r é u é i e p n e p r i o u m a e e m t q t t e i m t c r n e a s i d m t e r a t a y u f e t r ’ h a u é r m n a d r h s o o h e l i u c r h e n a i u c n a t s à r r c n u S o e è é t é e o 2 l d g a e h i o s H m m / c c r e m u u e 2 e ’ q x e r a d i q u l y u g u H l i n h d a a t r r r ’ a g l m p a a a r s m u p p p r n n c i n e é o o t e R a n h i i v m n n n p o t t t m s i t o / i a a u o i o i o e t i a d e s s s u a e d r e d l a u u l n g o o o q d u r e g g b g t a r ’ r r r r r a y i e a r i r t t s d l u o o o t t x a é a a e e d F C C C A O F D C F M n e g é L

e d r s t u i e u t d a r o a r p p é S

r ) u t e t n e n d a t s a n i r e o l é m i a t n e r é u c t q u e i j e g n n e n I R ( u X H t n e u l f f E / e g r a h C

s r u e t c a é r t e r u e f f u a h c é R

e d 2 r H u e e s g s l a e r c p y m c r o e C e d e n r o u r i t l o c h e c j n I

a t h p a t é n i a e t r d e é r g r p a h C

Figure 5-47 – Reformage catalytique – en lit fixe


Not for Resale

e x i f t i l n E – e u q i t y l a t a c e g a m r o f e R

Décembre 2003


e n d o i n t o n l l o a r a p a p B m é a s t

s s e e n r v i m u a A p

t n e u l f f E / e g r a h c r u e g n a h c é s r e V

s s e e n h i c m i A r

r e u g e a s l s c 2 e r y H p c e r m o e C d

n o r i u s e s t a e r r a p p e t é S u a h

2 H h c n e u Q

i n a o e r i i t u s h n q o i r o C n r c e / o o r s e i s c a u e d h e t i u r t e m a m o y m u l r u g s s t i i s d u o é a n e s S e h p p m r r a t n u é i e u i e m u e c t p i s n e t e d e é n m r i p u l a o u m c e i a r u e m e u q t h e t t e ’ i a o m m x m l q R r u p n x e l i i u h m d a u g e à n n e ) a a c y a h r t e – a a e ’ d F t h u n é t ° e n n n n d r s m n a o h é n 5 s S o à è o o o i r e o i i i 2 h p o 8 e e l e t g u i s t v m c à t r a h t i H 8 n a a a o o t u o u c n r d a ( i s s n m r s s r a d i n r r i d t l l l l i u S a o e è i C u l m n 2 i e i g e o i y e e r o ° m p r g d d g g r ’ c e i n h i r o v h u o 5 a t ) s H ’ a a / f e n a l o c o c c d r s d r r r s C n 2 e f ’ f f r 7 a m e ’ a y r c e r e o 4 l e S l l r l e i r r a d u H e a l S t r a r m r r h p à r m / ’ d s a a p e i n l o p p a a r n r e C p a p a ’ d g n n a a e n I u p n p d p p a i g o E n n o f e a o i o p n g r t i i é o n e n n p t / i o i o t t n f f o a H R n t i L o i i o r i o i o e a n t t a u e a a i o t m O / i a s a a s s s s a m S e s r s f a r l i o r r n i i u s s l r o l u i i h t / g o u o l o o u i i u u i i l i o o q u r s r r u r r r a g s s s s g r r c g g r f d C a r l o i a r a u p a r a o s o r t r u o i s o i s i s n r o t u r u n I l e F S S E H ( F C F C D C C A F E F F t R F F C

e u d a i E c a

a t h p a N

e n è s o r é K

l e s e i d t n a r u b r a C

t n e m e n n o i t c a r f e d e n n o l o C

r u e t c a é R

n e e o d i t u g c a a e e v j a n ’ I d l

u d r u e e t g r c a a é h r C

r u e e f r f g u a a h h c c e é d R

e d n r i o u t e a l l s i i i u l o b a b t e s R

s e r è g é l s n o i t c a r F

r u / t e e n g g e n r l u a a f h h f c c E E

e d u r u n e e o s d t n e a s i o u r s s i t e a a s c u p b e r a r q é F s r u t e n s i s o e r p p p a ’ m o d C

n o r i u s e t s e a r r a p p e é s S s a b

n o e i t n p n r S o o 2 l s H o b C ’ a d

5-73

n o i t a s i l i b a t S

e l o z a G

e g a u q a r c o r d y H , t n e m e t i a r t o r d y H – t n a n é g o r d y h t n e m e t i a r t e d s é t i n U

e g r a e n t h C g o n a t i e l c l a m y l c t e a t e r s i a n t e i ’ r d l e e d 2 d H

Figure 5-48 – Unités de traitement hydrogénant – Hydrotraitement, Hydrocracage


Not for Resale

` , , ` , ` , , ` , , ` ` , , , ` , , ` -

5-74


Décembre 2003

` , , ` , , , ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

e e g g r a a l c h y c c s e r R e v

e n a p o r P

e g O a 2 v H a L

r u e t a l u m u c c A

r u e s n e d n o C

t e n d e e u u q m o i e s t t i a s u a r l a T à c

r u e s s e r p m o C

e n d e u r l f u f e E / g n e a g h r c a E h c r u e t n a c é D r u e t c a é R / r u e t c a t n o C

r u e s i n a p o r p é D

r e s d e e e v g n e r a g t a a u l h c b c y o c s e I r

t a l y k l A

e u q i r u f l u s e d i c a ’ l à n o i t a l y k l A

e n a t u B

r u e s i n a t u b é D

e e u q d i u t o s S u a c

e d é i c s A u s e r d e e e v g n e r a g t a a u l h c b c o y s c I e r

e e d g a e l c d i y c c A e r e f d i u c e A n r u / t e e n g g e n r l u a a f h h f c c E E e e n g a l a t u e c b d y o c s e r I

r u e s i n a t u b o s i é D

e e u g i q r a n f h i é C l o

Figure 5-49 – Alkylation à l'acide sulfurique


Not for Resale


e u q i t s u a c n o i t a s i l i g a r f r a p n o i t a r u s s i F

e u q i t s e u u q a i c r u l n f o u i s s o e r r d i o c C A

) I U C ( n o i t a l o s i s u o s n o i s o r r o C

Décembre 2003


H O ) K m u t i n s e s a m t e o t i p a r e t d e e d d n y o x i t o a r l l d y a h t s ( n I s r s t u i e u s d n o e r d p n e o d C

5-75

e n a p e o d r p s u n d o i t n a i o l l t a r a t s u n r I o u l f é d

r u e p a V

t a l y k l A

Strippeur de propane


e e n a d t u n b o i u t a l l d a n t o s i n t i a r s r o u e l V f é d

r u e t p e c é R

e g a l c y c e r e d e d i c A

Isostrippeur

s r e e u g n a e l t s a u s c i y b d o i c s e i o r r ’ l f e e e d R d

e d e e g a n l a c t u y b c o e r s I

r u e t e a r d é i c n ’ a é d g e R t u d n r e e u m r i e e l l n a i m u n i o o i t r p b c e a r R f

r u e e s i d i r c o ’ a p d a V

r r é u u e i n e t t b c n a a c m é é o R D c

c e e d e n s è e e l n g r y è a p o l y h r t C p u b

Figure 5-50 – Alkylation à l'acide fluorhydrique


Not for Resale

f u e n e d i c A

e u q i r d y h r o u l f e d i c a ’ l à n o i t a l y k l A

s e e u l b i q a r t l n b d y e m h m e r e s o g u s l i a d f e m x d u i m e a c o t a d u ’ é l q n i m s e t s ’ e n d u r a t s a n d e c n e e n m i o n o i e è s t r i s u g n a r o s o d a i r r e c l u d i é g o o y u e c q s i a u h m f r ’ n i a l n l x r i o q a r r u a s d e a l v a p o y d p a r h s n E n n g e o / r o i o o n v i i t t i u t i o t f a r a n l a s a r l o e r i u o u e s s d u r r s s i s s r s o r c i s i i o e F E A F F C d n e g é L

` , , ` , ` , , ` , , ` ` , , , ` , , ` -

5-76


n o e s r t f r i e a r u v é o e p s - t S ê 2 u u u t H c d m e é r u d c r c u e A t a l

r u e p u p i t a e s ’ d s r e V


Décembre 2003

r u e t a r é p u c é R

r r u u e e t l l a i r u é o n b é e g R e r

r u e s t e a r n é i n m a é ’ g d e R s e n i s e m a r ’ v d u a s r / p u s e e g h n c i a h r c E

s e r t l i F

z é t a i a r G t

s e n i m a ’ d s é t i n U

r s i e o d s s e v r n e n r v e o i u s p é m m a a p R a t s e l b i z t a s u G b m o c

s e e s e p i n r m m v o a u P ’ a d r u e s s s e e s i n r i d m v i u o ’ a a r f p e d R

n n o o l l p a m B t a

s e e s h d e i c r d n o h s l l s e a l n a i B f m a

s s e e n h i c m i A r

n o e i z n t p a n r o o g l s e o b d C ’ a d

e é d t i u i a q t r i L

r s u e e d t c i a u q t i n l o e C d

e g r z a a h g C

e e g d r i a u h i q C l

Figure 5-51 – Unités d’amines

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Not for Resale


) C S S / C I H O S / C I H ( e d i m s u e h n i u e m i l i a x m u n a e n n S o i o i 2 s t s H a e o n r i r s i r l m e a i o p m c g a n u - a t i a r s t i n n n f e t e o i o r l u s a r d m m e ’ a o r p a p n g d E n o a o n i / i o t m e r n t i a u o a s r r m f i o u o l s u r r s r d u d o i s r s o y n i E D E F C H

Décembre 2003


r t s u n e e e z i r t m a s a r a e g r i t u e é d a s V i i n r e t s d c n e é r i d n 2 e ° r n u e e l n û r i g B l

r u e e r s f s u i t r o e s v e n d o C

5-77

r n u t i e n p e a p V r e S

Soufre

r u e p a V

e n o m i è t i a l x l i u t s e i D d

r 3 u ° e n s e n f r e d u n o o s e C d

r u e p a V

n e r i o è i t a l l m i t e r i s P d

e r f u o s à e s s o F

Soufre

e r f u o s u d n o i t a r é p u c é R


n 1 e ° r n u e e l n û r i g B l

Soufre

r u e p a V r u e p a v e d n o l l a B


e d n o e i t u e r a i r q è i é d p m u u r e a c h t h é C r n o e i d t s e u n b o Z m o c

- r a u p e é t a S r

- r a u p e é t r S a e t s s d e n e n d é e i i t c i m m n a e a u t z ’ l i x a e a r u t G d a

e d i c a u a E

s r e u e d i p u c i p a a t e r ’ z s d a u G d

e d i c a u a E

Figure 5-52 – Récupération du soufre


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Not for Resale

s t a ) s n C e S d S n / o t C I c n H e x u O m a S e n / t g o e C i a I t e s m H r ( u è m b i e o d d m u d i o a n m c h e ’ u e c d h d e s u e z d e r e i i a n l i m a g o t s i c m t u i n a a d n r t a f e c e n é r r é é e S u s 2 m u e m o i l H a p r i x a r a r u e ’ é a d v t a d p a – t u s t n a e i m u n e v e o ’ e i l u a t e u p r d ’ m a q l i u a e d n r e r o n f u a p n g i t o l n n s i o a n i o u i o i o e t m t i a t s a a d r s s a d a r n u m e o o d r a d r o r e l f d y g r r p g u n x é é i c o o é S E O D S A C C L

5-78


s r e e d v s n e o r e i t f d u i l a c l o a t a s z s a i n G

Décembre 2003

r u e p a V

x u n l f o l l e a r B e d


r u e p a V

e d e e g n a n p p o i r l o t s C

r d u n e f o g / n e a g h r c a E h c

s x t n u e e u z l f a f E g

e u e g r a d a e i c h ’ C d a

e d e n g r o a l l h a c e e B d i é c p a p r u i a t E s

e g e a l i m u é H r c é ’ d

Figure 5-53 – Strippage des eaux

--`,,`,,,-`-`,,`,,`,`,,`---


Not for Resale

u d r r u u e e l l p i p u i r o t b s e R

x u a e s e d e g a p p i r t S


n o i s n e t s u o s ) n C o i S s S o / r r C I o c H a O l S à / C e I u H d ( s e e d r i u r m o u l h h c u e s i l e i l r m a n p e n n o o i S 2 s i o t H a r m r r i s l e o i a i u c g n p n t o n a t a r t i n o f e m i r u s a m m o d e ’ a r p g d E n n o a i o – i e t t m r a a u n m l o r r f i o u s u u r s d d s s y n i o r i E D E F H

Décembre 2003

s e l b i t s u b m o c z a G


5-79

r u e e e u f f d q i u u t a o s h s u c e é d a c R

6 n o i t a s i l a n a C

e e u e q v d t i u s u o u e S a n c

r u e p a V

n e o t d i n a s o i l l i l a b a B t s

t n e m e s s i d i o r f e r e d u a E

e e e u é q s d i i u t u o s p S u a é c

a l e e e u d à d q i r e u t u g o s u o a T v s a c a l

t n e m e s s i d t i a o r r f é e r m e o s d I u a E

r u e p a V

r u e t a s i l i b a t S

s r u e t a c é R

r u e p a V

n o i t a s i r é m o s I

e d à r s s u e e d e g é u n a g r i n a b h c a h h c m o c c E u e e g f f r a u h a h c c e é d R r e d e n r o u r i t o c l h e c j n I

2 H r u e h c é S

s r e r u g e a h h c c é e S d

e d e é r u e n l f a g t u r a u s h b é d C

Figure 5-54 – Isomérisation

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Not for Resale


e r u t a r é p e m u e t q e i t u q e s i u r t ) a I d u y a c U h h r à n C ( o o i l t n e h a o c n i i s t l e è i a g g e l d i o u o r a c d q i s r i f a y t ’ l r s s r h ’ a u u l a r p a o p a n c s n p i o n n o e t i o i o i s u a r s s o q u r o r o r r t r r a s s o o o t i C A F C C

5-80


e s s a b e r r t u u a e r s é s p i t r m e e v t n o C

2

r u e p a V

2

O C n o i t p r o s b a ’ d e n n o l o C

r u e p a V r u e p a V n r e e o u e i d d t d e r n r f o u f r a u t i s u u e a l e a e i g r a h t n n é h c c a a a h t c é h p r é é c u c P r m E é r

r u e e n m a r h o t f é e r m o p e a d V

r u e p a V

O C r u e t a r a p é S

n o i t e a r t n è e i d m u i l a a h u c a E

e t u a h e r r t u u a e r s é s p i t r m e e v t n o C

e d e n e a g t h r a é h m C

Décembre 2003

r u e p a V

n o e i r t è a i u t a n d E e u a h m i l c a

n o e i r n t p f u o l r l o o a s s B b u a d ’ d

n o e i r t è a i u t a n d E e u a h m i l c a

e e r d n o t u i s e s t r t r a n e u é e v a p u h l n f m f o e E c t

n o i t a v i r é D

e n o d i t r a s u i e n t c a a h é t é R m t n e m e g a m m o d n e ’ d s e m s i n a c é m x u a s e v i t a l e r s e d n e g é L

s e t e s l t n i b a a a s r l t n b n i e s h o m d u c e e C n o / r s o s a s u s c t i u s n m a d o x e r o g s i i u s x d é i s a e u e S p c o r t n r a e a i t e m u r e e t n r s é e s o i m t p a o e e a a c m b r u h e l t t e r è t c x à i R p e n r i r a u a a u d t e c r – e a a p a f u n r u t h é a e d e e e n d r r n n é n g e d s h à o o u s r o i i u o a r e e c t e e i c t u e . t f u d a u a r a p i d a f n n m s i r s s u d y i a i è l l r u i é n e m u l v u x m i i t a e t g o o g o a ’ a r r h o i a v g l o – s a o c s h u f r e e a r r c u o r é a d s d d u m r f e r f r l e e u e c y a q l l r u r x e a i u a s h e u e p u e r r a d d a u t ’ ’ l q d m p p e p a a d a a e g d i r n r n n n u u n q a e o i t o n n e i o n n p p à i n m f n t R i h i t t i o i o i o t i o i o n n n s o r i e f o / t n p i a t t t t a t a o o o u i u o e t h a i d i s a a n a t s a a i i e a s s d r i u a e r l r r i l r r s u a i g u h o r o r o l t q d i r i u u o a c h u u r g a c g g a s l y a y t g a s s s p o r a s s r r r t u i s o t s i s n é h u r i s i s o o o e t x a é r i l e S C S F F F C C C M F F p A O F D F F F t

Figure 5-55 – Unité d’hydrogène

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2

O C u d n o i t c a r t x E

e n è g o r d y h ’ d é t i n U

Not for Resale

ANNEXE A DEMANDES D'INFORMATIONS TECHNIQUES

A.1 A.2

Introduction .............................................................................................................................................1 Format des demandes Error! Bookmark not defined.

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Not for Resale

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Not for Resale

Décembre 2003

A.1


A-1

Introduction

L'API examinera les demandes écrites d'interprétation de la Pratique recommandée API 571. Le personnel de l'API répondra à ces demandes d'interprétation par écrit après avoir consulté, si nécessaire, les responsables et membres des comités concernés. Le comité API chargé de la révision et de la mise à jour de la RP 571 se réunit régulièrement pour examiner les demandes d'interprétation et de révision écrite ainsi que pour élaborer de nouveaux critères sur la base des évolutions technologiques. A cet égard, les activités du comité se limitent strictement aux interprétations du document et à l'examen des révisions à l'addition actuelle du document en se fondant sur les nouvelles données ou technologies. Par principe, la politique de l'API est de ne pas approuver, certifier, évaluer ou avaliser d'éventuels éléments, constructions, dispositifs, propriétaires ou activités, et en conséquence toute demande formulée à cet effet sera retournée à l'envoyeur. En outre, l'API n'agit pas comme consultant sur des problèmes techniques spécifiques ou sur la compréhension générale ou l'application de la RP 571. Si, sur la base des informations contenues dans la demande soumise, le comité considère qu'il convient que le demandeur cherche assistance auprès d'autres parties, les demandes de renseignements seront renvoyées accompagnées de la recommandation d'assistance correspondante. Toutes les demandes d'informations incompréhensibles du fait du manque d'informations seront également renvoyées. A.2

Format des demandes

A.2.1 Les demandes doivent se limiter strictement à l'interprétation de la RP 571 ou à la prise en compte de révisions du document fondées sur de nouvelles données ou technologies. Les demandes doivent être soumises dans le format décrit de A.2.2 à A.2.5. A.2.2 Le domaine d'application d'une demande doit être limité à un seul et unique sujet ou à un groupe de sujets étroitement liés. Toute demande concernant deux ou plusieurs sujets hétérogènes sera retournée. A.2.3 Une demande doit débuter par une section "historique" indiquant le but de la demande qui serait soit l'obtention d'une interprétation de la RP 57 soit une proposition de révision du document. La section "historique" doit fournir, de manière concise, les informations nécessaires pour que le comité comprenne la demande (avec si nécessaire des schémas) et doit citer l'édition, la révision, les paragraphes, les figures et tableaux applicables. A.2.4 La section "historique" est suivie de la section principale de la demande, contenant la question condensée et précise, omettant toute information d'arrière-plan superflue et, le cas échéant, posant la question sous une forme permettant une réponse par "oui" ou par "non" (peut-être avec des réserves). Il convient que la demande d'informations soit correctement formulée du point de vue technique et rédactionnel. Le demandeur doit indiquer les modifications ou révisions qu'il considère nécessaires pour le document. Si le demandeur considère qu'une révision de la RP 571 est nécessaire, il doit fournir la formulation correspondante. A.2.5 Le demandeur doit indiquer son nom ainsi que son adresse postale. Il est recommandé de soumettre la demande sous forme mécanographiée. Cependant, les demandes manuscrites seront prises en compte si elles sont lisibles. Il convient de soumettre les demandes au : Directeur de la Fabrication, Service Distribution et Commercialisation, American Petroleum Institute, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005.


Not for Resale

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Not for Resale

API-571-FRANCE.pdf

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