Méthode de monitoring de la corrosion - cefracor.org Proust.pdf · Après réparation...

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Méthode de monitoring de la corrosion localisée par la technique d’émission

acoustique : information, diagnostic et aide à la décision.

Mistras Group SA, 27 rue Magellan, 94370 Sucy-en-Brie, France

Matériaux 2014

Du 24 au 28 Novembre 2014

Alain PROUST, Jean Claude LENAIN, Thierry FAURE - MISTRAS GROUP SA


Corrosion générale Prévisible et mesurable

Pas besoin d’outils de monitoring !

Corrosion Localisée :

Procédés pas complètement connus,

Matériels utilisés pour différents produits,

Besoin d’outils d’alerte pour éviter des ruptures catastrophiques,

Endommagement insidieux,

Manque d’outil de monitoring,

Des informations sur les cinétiques permettraient de proposer des contres

mesures pour combattre la corrosion,…

Corrosion Localisée

Phase transitoire du

process ou incident

de production


Quelques exemples d’avancées significatives

pour le monitoring par EA

• Corpac 1996 (Rhône Poulenc / Solvay Mistras)

• ANR-EDF ACTENA

• AXELERA / IREINE

• guide du monitoring de la corrosion en

préparation par le GT3 du CEFRACOR


GUIDE PRATIQUE SUR LE MONITORING DE LA CORROSION INTERNE DANS LES

INDUSTRIES PETROLIERES ET GAZIERES

CEFRACOR CIPGC - GT3 Corrosion Interne


Processus schématique de maîtrise de la corrosion

Prévision

Prévention

Monitoring

InspectionRevue -Analyse

Modification –

Reparation

"Lessonslearnt"


Objectifs du monitoring

Objectifs du

monitoring

En amont de la

prévention appliquée

Vérification du

caractère corrosifContrôle de la

prévention

Mise en oeuvre

En l'absence de

préventionEfficacité


Emission Acoustique

Utilisation traditionnelle :

principe d’action / réaction

Corrélation entre la

contrainte et la réaction du

matériau

Fenêtre de mesure

restreinte dans le temps

AE System

Détection “passive” sans variation de sollicitation mécanique ou thermique.

La corrosion localisée produit le signal d’EA.


EMISSION ACOUSTIQUE

Méthode Globale, volumique,

Défauts Evolutifs,

Détection précoce,

Temps réel,

Localisation des Sources,

Diagnostic de Sévérité / Intégrité appareils

sous pression,

Examen en Service,

Surveillance continue, …


Quelques réflexions …

• Les arrêts peuvent causer des problèmes :

– contraintes thermiques, environnement, …

• Certains défauts évoluent seulement dans certaines conditions de contraintes et/ou d’environnement.

• Contraintes de service peuvent entraîner la propagation de défauts qui ne seraient pas stimulées lors d’un essai périodique de résistance.

• L’EA « dit » quand, comment et où un défaut est actif.


Traitement du signal

Identification de paramètres importants

• Que cherche-t-on à détecter :

– Fissuration fragile, plastification locale, piqûre…?

• Adaptée

– Dissocier le bruit de la véritable source à considérer.

– Identifier le bruit et connaitre la signature de la source.

• Efficace, robuste

– Tenant compte des variations de bruits de procédé.

• Temps réel

– La taille d’un fichier d’EA principalement uniquement de

l’activité.

=> Analyse par reconnaissance de forme


Cas N°1 Monitoring en usine chimique

Réacteur coquillé en acier inoxydable

Z3CN18-10.

Fonctionnement par batch :

=> Cycles température et pression

Inspections périodiques :

Fissures de corrosion sous contrainte

et de fatigue détectées sur le fond.

l’Emission Acoustique (EA) a été

utilisée pour :

Identifier et caractériser les modes de

dégradation et apporter des solutions

pouvant augmenter la durée de vie de

ce type d’appareil…



Instrumentation ATEX sur Guide d’onde

2 rangées de 3 capteurs sur la partie basse + 2

capteurs sur le fond

Enregistrement de la pression et de la

température corrélation avec le process.



L’instrumentation facile et fiable : guides d’onde soudés.

Choix des capteurs bruit de process relativement réduit.

Suivi continu dans de bonnes conditions.

Un suivi en service partiel du fond du réacteur par EA a été réalisé et les

données traitées de mars 2013 à mars 2014.

Sur cette période plusieurs arrêts pour réparation.

Collaboration étroite entre spécialiste corrosion,

l’inspection locale

et le spécialiste EA



Exemple de localisation de

l’endommagement

corrélé par apparition de fuites



Après réparation l’activité et l’intensité du capteur N°4 sont encore plus importantes.

Pic d’activité très intense sur le premier batch suivant la réparation.

relaxations de contraintes après réparation.

Température : paramètre principal influençant la propagation.

Signaux de forte amplitude détectés juste après le pic de température.

Peu d’effet du changement de produit.



La rampe de refroidissement a été modifiée le 9 juillet diminution de l’activité.

Novembre 2013 :

Reprise d’activité après cycle avec stagnation de produit

Fin novembre à décembre 2013 : détection d’une salve de forte amplitude à chaque

cycle en extremum de température.

Le 13 janvier : deux fuites sont observées.

Juste avant la fuite, les événements de plus forte amplitude sont principalement

détectés au palier intermédiaire de température.



CONCLUSIONS ET BILAN

Monitoring EA à permis :

• d’identifier le paramètre le plus influent : variation de température.

de proposer une modification du cycle de production (perte de 10 min)

Suivi d’une diminution de l’activité des sources

Augmentation de la durée entre 2 réparations

• Identifier des périodes du process (plage de température suspecte pour la

propagation de la CSC)

• La détection de signaux de très forte amplitude à chaque cycle (début de

refroidissement) indique un régime de fatigue oligocyclique.

Fuite imminente


Cas N°2 Monitoring en usine pétrochimique

Réacteur-régénérateur à paroi froide fonctionnant à 2,4 bars

Matériau : acier carbone A 516 Gr 70

Température : produit 720°C à 770°C

Température de paroi : 90°C à 170°C mais localement plus froid (50°C)

Inspection périodique :

- Fissures de corrosion sous contrainte 2m de long dans

une soudure circonférentielle.

- Légère fuite

Action immédiate : soudage de renforts

l’Emission Acoustique (EA) a été utilisée pour déterminer si :

les endommagements constatés se propagent toujours en service…


Equipement concerné

20

Régénérateur

Localisation

des défauts


Aspect des dégradations

21

Doit on réparer ?



Choix de l’instrumentation :

Couvrir la zone et minimiser les bruit de process

et de fuite.

Installation de 5 capteurs

Capteur R50a : Rayon de détection > 3m

Zone non Atex



Un suivi permanent qui a été réalisé entre le 13 avril et le 3 mai.

Résultat : la fissuration sous contrainte est toujours active.

L’activité de la fissure principale est en décroissance entamée à partir

du 28 avril avec un arrêt significatif le 3 mai.

L’analyse en localisation montre une prédominance de l’activité dans la

zone de la macro fissure.

Néanmoins des zones de

propagation sont réparties

sur toute la zone de suivi.


Cas N°2 monitoring en usine pétrochimique

- L’activité de la fissuration est arrêtée le 3 Mai.

- Les capteurs ont été vérifiés le 4 mai avant démontage : fonctionnement parfait.

- Le 2 mai un calorifuge externe a été installé.

Pose de calorifuge => passage au dessus du point de rosée

=> suppression du moteur de la corrosion

=> arrêt de la fissuration (caustique)

L’EA a permis de

valider la solution

anticorrosion.

L’unité à continuée de

fonctionnement

pendant 2 ans et demi

avant réparations


Renfort et calorifuge des zones froides

25

• Renforts

• Isolation

• Ceinture de

renfort


Cas N° 3 monitoring en usine pétrochimique

Chaudière constituée d’un échangeur

vertical (eau / sel fondus 340°C)

Inspection périodique :

des fissures ont été découvertes sur

certains trous de boulons de la plaque

tubulaire.



Répliques métallographiques + prélèvements => corrosion

sous contraintes par solutions diluées de nitrates

Après analyse => la cause : une fuite de sel, deux ans

auparavant.



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Fissure du boulon 30

• Seul zone très préoccupante : la fissure du boulon 30.

• Etendue de la fissure difficile à évaluer.

• La stratégie: suivre en service l’évolution de cette fissure de CSC pendant

le temps nécessaire à l’approvisionnement d’une nouvelle chaudière.

• Avant de pouvoir décider de redémarrer l’unité, il faut s’assurer que la

fissure ne se propage pas de manière catastrophique sous l’effet de la

pression.


Cas N°3 Suivi du redémarrage et étude préliminaire

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Cas N°3 Suivi du redémarrage et étude préliminaire

• Le suivi de la Chaudière, sous l’effet des variations de contraintes

appliquées au cours de l’épreuve hydraulique à 26 bar, n’a mis en

évidence aucun comportement critique.

Suivi du redémarrage (montée en température et pression).

• L’activité principale est localisée sur la fissure du boulon 30,

cependant une activité significative est détectée également sur

l’ensemble de la bride avec des sources dont certaines sont corrélées

avec des fissures identifiées.

• En dehors des variations de pression, aucune activité liée directement

à la corrosion sous contrainte n’a été détectée ni à froid, ni sans

pression, ni lors des paliers à la pression.



• Mise place d’une alarme temps réel.

• Bruit de fond faible (malgré ébullition).

• Localisation linéaire possible.

• Mise en place d’un filtrage temps réel.

• Mise en ligne d’une alarme temps réel.



• Peu de signaux de propagation de CSC

• Recalorifugeage => diminution de l’activité


Cas N°3 Conclusions du monitoring

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• CSC ne se propage pas à « froid ».

• Propagation pas liées à la pression.

• L’activité est forte lors de chaque redémarrage.

• Les contraintes thermomécaniques, sont primordiales pour la propagation de la

fissure.

• En régime établi, la fissure de CSC se propage très lentement.

• Un seuil d’alerte a été défini.

• En régime stabilisé, l’activité de la fissure revient proche de zéro. => fissure

n’avait aucun caractère critique.

• En fin du suivi, l’équipement a subi de nombreux arrêts /démarrages et

l’activité de la fissure était de plus en plus forte à chaque redémarrage.

• La fissure a donc atteint un comportement potentiellement critique.

• L’utilisation de l’EA a donc été très pertinente pour suivre l’endommagement.


Conclusions Générales

Le monitoring de la corrosion par EA permet de :

Détecter un problème de corrosion localisée,

Surveiller les installations à risque,

Localiser le problème de corrosion active par une

détection non intrusive,

Caractériser les phases d’activité de la corrosion,

Fournir des informations sur les cinétiques de

corrosion,

Valider les solutions anti-corrosion,

Prolonger la vie des appareils,…

Après analyse avec expert corrosion et exploitant :


Merci de votre attention.

à Henri Mazille

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