Comment Prolonger la durée de vie utile des fluides caloporteurs dans les systèmes a phase liquide

La dégradation d’un fluide caloporteur est inévitable. Ce qui n’est pas inévitable, cependant, c’est le temps que le fluide prend à se détériorer. Le présent rapport technique explore les raisons courantes pour lesquelles les fluids caloporteurs se dégradent, comment prolonger leur durée de vie utile et comment maintenir la productivité de l’ensemble du système à un niveau maximal.

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Les systèmes de transfert de chaleur sont conçus pour transférer l’énergie thermique d’une source de chaleur vers un autre emplacement au moyen d’un fluide caloporteur. La conception des systèmes et le dimensionnement des composants sont basés sur les propriétés physiques d’un fluide neuf non contaminé. Pour qu’un système puisse maintenir sa performance de conception, il faut que le fluide reste en bon état, c’est-à-dire comme neuf.


Le défi évident pour les exploitants est que le fluide caloporteur – le fluide vital du système – se dégrade lentement, ce qui peut entraîner un encrassement des surfaces où l’échange de chaleur a lieu, d’où un plus grand besoin en énergie pour maintenir la température et en fin de compte, une baisse de productivité. Il en résulte inévitablement des temps d’arrêt plus longs pour l’entretien, ce qui coûte beaucoup d’argent. Lorsque le fluide subit une dégradation, il n’a plus les mêmes propriétés qu’initialement et celles-ci continuent de changer à mesure que la dégradation s’aggrave.


La question qui se pose est alors la suivante : Comment garderle système aussi efficace et productif qu’il l’était au moment du remplissage initial, avec un fluide qui se dégrade avec le temps et l’utilisation?


Le présent rapport technique tente de répondre à cette question. Bien qu’aucun expert ne puisse garder le fluide caloporteur dans son état d’origine indéfiniment, les exploitants de système peuvent prolonger la conservation des propriétés d’origine du fluide en évitant les menaces courantes à l’origine de la dégradation et en sélectionnant un meilleur fluide pour l’application.

Il y a deux températures de fonctionnement à considérer lorsque le fluide circule dans le système. La compréhension de ces différences de température dans le système de transfert de chaleur est essentielle à une exploitation sûre et efficace du système. La première température à noter est la temperature globale (Tglob.).


Cette température est réglée par l’utilisateur en tant que température programmée prévue du fluide à la sortie de la source de chaleur. Par exemple, dans une chaudière où le fluide caloporteur circule dans un tuyau entouré de chaleur (tel qu’il est illustré à la Figure 1), la Tglob. est la température des molécules d’huile au centre du tuyau.


Figure 1

Figure 1

Figure 1 : La température globale est la température à la sortie du réchauffeur. La température superficielle est la température du fluide en contact avec la paroi du tuyau. Utilisez la température superficielle, au lieu de la température globale, comme base pour sélectionner un fluide caloporteur.


La deuxième est la température superficielle (Tsup.). C’est la température des molécules de fluide qui sont en contact avec la paroi du tuyau, l’élément chauffant ou toute surface qui sépare le fluide de la source de chaleur directe.


Dans la plupart des cas, la Tsup. sera plus élevée que la Tglob., mais l’écoulement turbulent tentera de forcer une redistribution de la chaleur dans l’huile.


Dans les systèmes bien conçus – où le débit de l’huile est suffisant (c.-à-d. nombre de Reynolds élevé avec fort écoulement turbulent) et le flux de chaleur est raisonnable (c.-à-d. 12-16 W/po2 dans les applications avec chauffage électrique) – la Tsup. ne sera que légèrement supérieure à la Tglob.


Cependant, si un fluide a une viscosité élevée ou que le debit diminue (en raison d’un problème de pompe ou de l’obstruction d’un tuyau, par exemple), l’énergie nécessaire pour maintenir la Tglob. nécessaire augmentera et fera en sorte que la Tsup. sera beaucoup plus élevée que la Tglob. Dans une telle situation, un fluide fonctionnant près de sa Tglob. maximale peut soudainement être exposé à une température superficielle considérablement plus élevée que celle qu’il peut tolérer de façon sûre, ce qui accélère le craquage thermique (voir ci-dessous). Plus important encore, cependant, à mesure que la Tsup. se rapproche de la temperature d’auto-inflammation, cela peut créer un grave danger pour la sécurité.


L’écart entre la température superficielle et la température globale est touché par les paramètres du système (c.-à-d. capacité de la pompe, état du réchauffeur, diamètre du tuyau, etc.) et les conditions de fonctionnement (c.-à-d. vitesse du fluide, énergie thermique fournie par la source de chaleur, etc.).


Dotés de ces connaissances, nous comprenons que la meilleure pratique est de considérer la sélection d’un fluide caloporteur en fonction de la Tsup. de l’application, plutôt que de sa Tglob. dans la mesure du possible.

Avec ces différences de température à l’esprit, nous pouvons entreprendre l’exploration des menaces les plus courantes pouvant raccourcir la durée de vie utile du fluide (et parfois du système dans son ensemble). Elles sont au nombre de trois :

  1. Dégradation thermique
  2. Dégradation oxydative
  3. Contamination par le procédé ou contamination externe

Peu importe le type de fluide caloporteur, de la degradation thermique se produit typiquement lorsque les molécules de fluide reçoivent plus d’énergie thermique qu’elles peuvent en absorber et transporter ailleurs à tout moment donné. Cette énergie excédentaire fractionne, ou craque, les molécules.


Dans les fluides caloporteurs à base organique – comme les huiles de pétrole ou les aromatiques chimiques, par exemple – le craquage thermique rompt les liens covalents carbone-carbone ou carbone-hydrogène, qui sont normalement très stables et dont la dégradation nécessite une grande quantité d’énergie. Le craquage thermique comprend un certain nombre d’étapes : initiation, abstraction de l’hydrogène, décomposition radicale puis cessation.


Ce type de dégradation dépend à la fois de la capacité intrinsèque de l’huile à absorber la chaleur et du flux de chaleur à l’intérieur de la source de chaleur (c.-à-d. la quantité d’énergie que le fluide reçoit durant son temps de résidence en presence de chaleur).


La Figure 2a illustre un exemple de ce qui arrive aux molecules durant le craquage thermique; dans ce cas, les molecules sont celles d’un fluide caloporteur typique à base d’huile minérale. L’énergie excédentaire casse les longues molecules d’hydrocarbures (comprenant 26 atomes de carbone) en deux molécules plus courtes comprenant respectivement 12 et 14 atomes de carbone. Ces molécules courtes sont appelées fractions à bas point d’ébullition, car leurs points d’ébullition sont plus faibles que ceux des molécules à 26 atomes de carbone. À mesure que la concentration de fractions à bas point d’ébullition augmente avec le temps, la volatilité (c.-à-d. la pression de vapeur) du fluide augmente et cela se traduit directement par une diminution de propriétés comme le point d’éclair, le point de feu et possiblement la température d’auto inflammation.


FIGURE 2a

Figure 2a


FIGURE 2b

Figure 2b

Figure 2a/b : Un hydrocarbure dans un fluide caloporteur à base d’huile minérale subit une dégradation thermique, ce qui crée des hydrocarbures plus légers ayant des viscosités et des points d’éclair plus bas, ainsi que des dépôts de carbone importants (Figure 2b).


Dans un système ouvert, où le fluide en service chaud est directement en contact avec l’air, une diminution du point de feu et du point d’éclair pourrait poser un important danger pour la sécurité, nécessitant une ventilation ou même le remplacement du fluide.


Une autre préoccupation avec le craquage thermique est la formation de résidus similaires à du coke dans le système (tel qu’il est illustré la Figure 2). Cela se produit lorsque le craquage thermique crée des fractions à haut point d’ébullition, soit des molécules contenant un grand nombre d’atomes de carbone et un petit nombre d’atomes d’hydrogène, qui peuvent se polymériser ou s’agglomérer. À mesure que ces molécules similaires à du coke augmentent en taille et s’accumulent, elles peuvent se deposer dans le système et obstruer les tuyaux et les coudes. Des résidus abrasifs et de type carboné peuvent endommager les joints d’étanchéité des pompes. Dans les systèmes avec chauffage électrique, les résidus recouvriront les éléments électriques; dans une chaudière, ils formeront des couches à l’intérieur du serpentin de chauffage. Dans les deux cas, les résidus agiront comme un isolant.


Les résidus deviennent un problème lorsque le réchauffeur, réglé à une certaine température, doit ensuite produire plus d’énergie thermique afin que la chaleur traverse non seulement la paroi du tuyau, mais aussi la couche carbonée pour atteindre le fluide. La chaleur additionnelle élève la Tsup. du système, ce qui fait augmenter l’écart entre la Tsup. et la Tglob. Cela créé un cycle de dégradation thermique (voir la Figure 3), où la chaleur excessive engendre un craquage thermique du fluide caloporteur, ce qui entraîne la formation de fractions à haut point d’ébullition et l’accumulation de résidus sur les surfaces, ce qui en retour force le réchauffeur à produire davantage d’énergie pour maintenir la Tglob. du fluide.


Figure 3

Figure 3

Figure 3: Le craquage thermique du fluide caloporteur qui se produit à la source de chaleur peut créer des fractions à haut point d’ébullition – de longues molécules qui s’agglomèrent et cuisent sur la surface chaude de la source de chaleur ou de la paroi du tuyau. Avec le temps, les résidus carbonés forment une couche sur la source de chaleur, qui agit comme un isolant. Le réchauffeur doit ensuite produire plus d’énergie pour élever la température du fluide jusqu’à la température de consigne, ce qui en retour cause davantage de craquage thermique. Ainsi, un cycle de dégradation thermique se produit.


Même lorsque le système fonctionne à des températures qui sont considérées comme relativement faibles (bien au-dessous de la température globale nominale maximale du fluide), le fluide peut quand même subir une dégradation thermique, ce qui raccourcit sa durée de vie utile.

Utilisez le bon fluide. Choisissez un fluide caloporteur ayant unegrande stabilité thermique. Les fluides à base de pétrole formulés au moyen d’huiles blanches rigoureusement hydrotraitées, par exemple, ont une plus grande stabilité thermique comparativement aux huiles minérales classiques. La plupart des problèmes associés aux variations de température localisées ou temporaires sont évitables.


Assurez une aération adéquate. La ventilation permet aux exploitants de libérer hors du fluide et du système les hydrocarbures légers et volatils qui se forment durant le craquage thermique. Dans la plupart des systèmes d’un certain volume, l’évacuation des fractions à bas point d’ébullition se fait en faisant circuler une partie du fluide chaud vers le vase d’expansion, afin que les molécules ayant une pression de vapeur élevée puissent migrer naturellement dans la phase gazeuse et sortir du fluide. Selon la conception du système, les vapeurs peuvent ensuite être libérées dans l’atmosphère ou condensées et recueillies dans un fût ou un réservoir en vue de l’élimination du produit conformément à la réglementation locale.


Du fluide neuf devra être ajouté afin de maintenir le niveau de fluide après la ventilation. Pour des raisons de sécurité, il ne faut jamais ajouter du fluide neuf directement à l’huile chaude qui circule. Il faut plutôt ajouter le fluide dans le vase d’expansion ou d’autres réservoirs tièdes reliés au fluide circulant dans le système. Il n’est pas recommandé de ventiler continuellement ou durant des périodes prolongées, car la hausse de la température du fluide dans le vase d’expansion accélère l’oxydation, ce dont nous discuterons plus loin, ou peut causer un problème de sécurité si la température se rapproche du point d’éclair du fluide.


Utilisez le programme d’analyse d’huile de votre fournisseur à bon escient pour déterminer le taux de production de fractions à bas point d’ébullition dans toute opération. En recourant à la ventilation et à l’analyse du fluide, il est possible d’établir à quelle fréquence et pendant combien de temps le fluide doit être ventilé.


Adoptez des procédures de démarrage et d’arrêt appropriées. Adoptez des procédures de démarrage et d’arrêt appropriées. Les processus de démarrage et d’arrêt sont à l’origine de nombreux cas de craquage thermique. En dépit des pressions pour démarrer le système le plus rapidement possible, un démarrage rapide et un arrêt inapproprié peuvent considérablement raccourcir la durée de vie du fluide et réduire l’efficacité du système. Le démarrage d’un système dans les conditions ambiantes et l’élévation de la température jusqu’à 400-500 °F (204-260 °C) devraient se faire sur une période de plusieurs heures afin de réduire le flux de chaleur au minimum. L’augmentation de température doit être suffisamment lente au moment du démarrage, au moins jusqu’à ce que le nombre de Reynolds du fluide devienne assez élevé pour tolérer un taux de chauffage plus élevé.


L’arrêt d’un système de transfert de chaleur peut aussi avoir un effet destructeur si la pompe est arrêtée trop tôt.


Même si la source de chaleur a été arrêtée, les chaudières contiennent du matériau réfractaire qui peut conserver la& chaleur pendant plusieurs heures. Par conséquent, l’huile stagnante dans la tuyauterie continue d’être chauffée et subit un craquage thermique. Il est très important de maintenir la circulation du fluide pendant plusieurs heures après que lasource de chaleur a été arrêtée – jusqu’à ce qu’il se soit refroidi à 150 °F (65 °C) – pour éviter d’exposer le fluide à une chaleur excessive.


Conseils pour s’assurer qu’une dégradation thermique ne se produira pas dans le système :

  • Surveillez et contrôlez le flux de chaleur du système
  • Entretenez les pompes et les filtres
  • Ayez recours à l’analyse du fluide pour déceler les signes avant-coureurs de dégradation de l’huile
  • Filtrez continuellement l’huile au moyen de filtres à éléments filtrants en verre de fine porosité (10 μm ou moins) résistant aux hautes températures
  • Adoptez les meilleures pratiques de démarrage et d’arrêt

La dégradation oxydative, aussi appelée oxydation, peut se produire en raison de la réaction du fluide caloporteur avec l’oxygène contenu dans l’air. À l’instar de toute autre matière organique, un fluide exposé à de l’oxygène se dégrade.


L’oxydation est largement reliée à la température. Plus la température est élevée, plus le taux d’oxydation est rapide. En règle générale, pour chaque augmentation de 18 °F (10 °C) de la température, le taux d’oxydation double. Les sous-produits de la dégradation dans le cas des huiles minérales ou des fluides à base d’aromatiques chimiques synthétiques peuvent inclure des substances comme des acides carboxyliques, des cétones, des aldéhydes et d’autres substances.


Le premier signe visible du processus d’oxydation est la décoloration graduelle du fluide (Figure 4), l’augmentation de la viscosité et, si on laisse l’oxydation suivre son cours assez longtemps, la formation de composés insolubles et de boue. Les sous-produits de l’oxydation ne sont pas très solubles dans l’huile et ont tendance à adhérer aux surfaces métalliques ou à se déposer dans les zones à faible débit, comme le fond du vase d’expansion. Il est très difficile d’enlever entièrement ces sous-produits avec des fluides de nettoyage et de rinçage.


Figure 4

Figure 4

Figure 4 : Une décoloration progressive se produit lorsqu’un fluide caloporteur est exposé à de l’oxygène avec le temps.


Le drainage du fluide caloporteur n’enlèvera pas toute la boue dans la tuyauterie. À ce stade-ci, seuls l’enlèvement manuel ou la circulation d’un agent nettoyant chimique à l’intérieur du système aidera à restaurer l’efficacité initiale du système. Les sous-produits résiduels de l’oxydation, souvent de nature acide, agissent comme catalyseurs pouvant accélérer la corrosion et raccourcir la durée de vie du fluide neuf s’ils ne sont pas enlevés.

Protection par gaz inerte.. Dans les systèmes fermés, où du fluide chaud circule pendant que du fluide plus froid est exposé à de l’air dans le vase d’expansion, la façon la plus efficace d’éliminer l’oxydation est d’installer une protection par gaz inerte dans le vase d’expansion. Ce principe repose sur la substitution de l’air (contenant de l’oxygène) par un gaz interne au seul endroit où l’huile chaude peut entrer en contact avec de l’oxygène. Puisqu’il n’y a pas de réaction de l’oxygène avec l’huile, il n’y a aucune oxydation. Le gaz le plus couramment utilisé pour la protection par gaz inerte des vases d’expansion est l’azote, mais le dioxyde carbone et l’argon s’utilisent également. La pression du gaz inerte est maintenue légèrement au-dessus de la pression atmosphérique, habituellement autour de 2 psig (14 kPa). Le dispositif nécessite une inspection et un entretien réguliers pour prévenir les fuites. Ces dernières, bien sûr, sont contraires à l’objet du système de protection par gaz inerte, car votre investissement se volatilise littéralement.


Choix du fluide. Un autre moyen de gérer l’oxydation est de sélectionner un fluide contenant des inhibiteurs d’oxydation d’une composition chimique appropriée. Le type et le nombre d’inhibiteurs d’oxydation utilisés et leur qualité variant grandement d’un produit à un autre. Certains fluides utilisent des antioxydants classiques comme ceux que l’on trouve dans les autres applications hydrauliques ou de lubrification d’engrenages, tandis que les fluides caloporteurs plus sophistiqués utilisent des additifs chimiques conçus pour mieux résister aux températures élevées dans les systems caloporteurs.


Les inhibiteurs d’oxydation fonctionnent de différentes façons, mais habituellement en réagissant avec les radicaux libres et les composés oxygénés (comme les peroxydes) avant qu’ils puissent réagir avec les molécules d’huile. Soyez conscients que certains fluides sur le marché ne contiennent pas d’additifs et, par conséquent, sont plus susceptibles de s’encrasser et ont une moins grande stabilité à l’oxydation.


Cela a moins tendance à se produire dans les systèmes qui consomment beaucoup d’huile, car l’huile et les antioxydants sont constamment remplacés. Dans ce cas, l’expérience, des évaluations comparatives et une analyse régulière de l’huile en service sont importants pour juger de la stabilité à l’oxydation lorsque vient le temps de choisir un fluide caloporteur.


Les systèmes ouverts permettent au fluide d’entrer en contact avec l’air en tout temps, d’où l’importance de choisir un produit robuste avec antioxydants et préférablement un produit conçu pour résister à l’exposition à l’air. Même dans un tel cas, des vidanges fréquentes sont nécessaires et un nettoyage ou un rinçage du système doit être fait périodiquement, peut-être aussi souvent que toutes les trois vidanges d’huile, si une efficacité optimale est une préoccupation.

Contamination interne par le procédé. La contamination peut être dommageable pour les composants du système et le fluide lui-même. Bien que la logique veuille que la contamination soit peu probable, car la pression est plus grande du côté du fluide, l’expérience sur le terrain démontre que la matière à traiter peut pénétrer dans le flux de fluide caloporteur. L’urgence avec laquelle il faut réparer une fuite dépend de la composition chimique du contaminant, du fluide utilisé et de la gravité de la situation.


Par exemple, dans l’industrie pétrolière et gazière, un gaz d’hydrocarbures provenant du procédé peut pénétrer dans  le fluide. Ce gaz se mélange très bien avec un fluide à base d’huile minérale ou d’aromatiques chimiques et la viscosité de toute la charge sera réduite, tandis que la volatilité augmentera. L’asphalte est aussi un contaminant couramment rencontré qui peut avoir l’effet opposé et considérablement augmenter la viscosité de l’huile et le nombre de fractions à haut point d’ébullition qui encrassent la tuyauterie. Le vanadium est un élément révélateur que l’on voit souvent dans l’analyse d’huile et qui indique la pénétration d’asphalte dans le système.


Dans certains cas, le contaminant peut être inerte pour le fluide, mais il peut réagir avec des traces d’humidité pour former des composés acides ou insolubles qui menacent d’accélérer la corrosion et la dégradation du fluide.


Contamination externe. À part les fuites provenant du proceed interne, la contamination peut provenir de l’exposition aux éléments, de la condensation, ainsi que de l’introduction de liquides étrangers et de contaminants aéroportés. Pour les systèmes où le vase d’expansion est à l’extérieur et ventilé à l’atmosphère, il est essentiel d’avoir un réservoir avec col de cygne à 180° sur le dessus. Bien que cela puisse sembler un élément de base à vérifier, il y a eu des cas où le couvercle en acier est tombé et où de l’eau s’est infiltrée dans le vase d’expansion, augmentant la teneur en eau et la quantité de poussière abrasive circulant dans le système.


Un autre problème courant est la contamination d’un nouveau système. Les systèmes de transfert de chaleur nouvellement construits sont nettoyés, mais rarement rincés avant leur mise en service. Dans ces situations, des restants d’agents de nettoyage peuvent accélérer la corrosion ou l’encrassement ou créer des résidus insolubles. Pour cette raison, les nouveaux systèmes doivent être rincés avec un fluide convenable et compatible.


Bien que l’eau dans le système de transfert de chaleur soit facilement détectée par les exploitants, elle est impitoyable et potentiellement dangereuse lorsqu’elle se transforme en vapeur. L’eau touche les fluides de différentes compositions de diverses façons.


Dans le cas des huiles minérales synthétiques (PAO) du groupe IV ou des aromatiques chimiques, l’exposition prolongée à l’eau pourrait causer :

  • l’hydrolyse ou la précipitation des additifs d’huile (dans les fluides avec additifs)
  • la corrosion accélérée du système interne
  • la dégradation accélérée de l’huile (oxydation)
  • la cavitation et l’usure des pompes
  • des gargouillements dans le vase d’expansion et du cognement dans la tuyauterie d’huile chaude

En fonction de l’analyse de l’huile en service en conditions réelles, nous pouvons dire qu’en général, l’eau ne semble pas poser de problème de productivité immédiat au-dessous de 500 ppm (0,05 % en poids), bien que nous ayons eu l’expérience de systèmes plus sensibles où des concentrations plus faibles ont eu un impact notable. Des résultats d’environ 1 000 ppm (0,1 % en poids) deviennent plus alarmants et nécessitent que l’on détermine d’où l’eau provient et qu’on l’élimine.

Faire enquête et résoudre le problème. Tous les cas de contamination demandent que l’on fasse enquête pour determiner la source du problème et qu’on l’on prenne les mesures correctives appropriées. Vous devriez aussi signaler toute contamination à votre fournisseur de fluide afin qu’il puisse vous donner des conseils sur l’impact que cela peut avoir sur l’huile et les additifs. Étant donné qu’il connaît la composition chimique de son produit, le fournisseur peut aider les exploitants de système à évaluer la situation et à formuler des mesures possibles à prendre. Il est parfois possible d’évacuer le contaminant ou de l’éliminer par évaporation.


Prévention. Il est rare que les entreprises ou les constructeurs tiennent compte du coût d’un rinçage du système, car ils présument que le nettoyage et la mise en service sont faits correctement par l’entrepreneur chargé de mettre le système en service et qu’il ne restera aucun débris ni aucune eau provenant des essais de pression dans la tuyauterie. Si l’on se rend compte que le liquide utilisé lors des essais de pression n’a pas été bien drainé seulement une fois que le système est en service, il est alors trop tard et cela peut s’avérer coûteux à la longue. Les coûts du rinçage initial sont encore moins considérés lorsque le fluide choisi est coûteux, tel un fluide à base de silicone ou de perfluoroéther. C’est néanmoins une bonne pratique qui se révélera avantageuse avec le temps.


Filtres. Traditionnellement, on n’installait pas de filtre du côté de l’huile à part la crépine de la pompe, probablement en raison des débits élevés, de la tuyauterie de grand diamètre et de la faible valeur estimée par rapport au coût – étant donné que les composants peuvent tolérer une certaine quantité de solides. Cependant, ces dernières années, davantage de nouveaux modèles de systèmes semblent être équipés de filtres à huile. Gardez un registre de la collecte de solides dans les filtres à huile ou les crépines et inclure des photos si possible. La taille, la texture et la couleur des dépôts seront révélateurs. Les dépôts doivent être envoyés à un établissement de recherche ou un laboratoire possédant un équipement sophistiqué pour une identification exacte. Une validation par une tierce partie est importante, car les particules solides proviennent de plus d’une source.


Des solides provenant de fluides antérieurs peuvent résider longtemps dans le système avant qu’un événement, comme des travaux sur la tuyauterie ou le remplacement partiel du fluide, les déloge et fasse en sorte qu’ils se trouvent finalement entraînés vers la crépine de la pompe ou le filtre à huile. Cela peut arriver lorsqu’une chaudière usagée est achetée et mise en service sans être préalablement nettoyée et rincée avant son raccordement au système principal.


Une autre raison de faire analyser les dépôts en laboratoire est que même si les solides semblent avoir une odeur ou une texture familières, il pourrait s’agir de toute autre chose. Ce qui peut ressembler à des particules de carbone noires abrasives peut en fait être du sulfure de cuivre, produit de l’attaque chimique localisée par le soufre – présent dans certains fluids de base – du cuivre que contiennent les vannes en laiton. Dans cet exemple, l’hypothèse que les dépôts sont du carbone peut entraîner d’importantes dépenses pour remplacer le fluide ou ajouter une filtration alors qu’en réalité, c’est la construction de la vanne ou la sélection du fluide lui-même qu’il faut changer. L’adoption d’un meilleur fluide caloporteur à base d’huiles de base hautement raffinées du groupe II de l’API, ne contenant pratiquement aucun soufre actif, s’avérerait efficace.

En plus des méthodes de prévention de la degradation énumérées ci-dessus, il est important de considérer d’autres mesures d’entretien de routine recommandées pour les systèmes de circulation d’huile chaude afin de prolonger la durée de vie du fluide caloporteur. Voici quelques considérations clés.

  1. Surveillez les alarmes sur le réchauffeur principal et agissez en conséquence, qu’il s’agisse d’un voyant rouge clignotant ou d’un avis sur le poste opérateur.
  2. S’ils ne sont pas recueillis électroniquement, mesurez les paramètres clés (débits, températures, pressions, etc.) sur les indicateurs à différents points du système et assurezvous que les résultats sont conformes aux specifications de conception.
  3. Surveillez la consommation d’énergie (électricité, combustible, etc.), la température du fluide dans le réchauffeur et la Tglob. à la sortie. Si l’exigence de température de procédé demeure constante, mais que le réchauffeur a besoin de fonctionner à plus haute température pour maintenir la température du fluide, cela peut indiquer que le fluide subit un lent craquage sous l’effet d’un stress thermique ou que des dépôts sont en train de se former sur les surfaces de transfert de chaleur, ce qui réduit l’efficacité énergétique.
  4. Consignez la température du fluide à l’entrée et à la sortie de la source de chaleur. La différence devrait se situer à l’intérieur de certaines lignes directrices recommandées par l’industrie et les constructeurs.
  5. Même si tout fonctionne comme il faut, il est recommandé qu’un employé fasse une ronde pour inspecter le système sur une base régulière. Cette personne pourrait entendre les vibrations d’un moteur ou la cavitation d’une pompe, observer une fuite d’huile ou détecter quelque chose d’inhabituel. La prevention de problèmes potentiels grâce à une maintenance préventive planifiée fera plus que couvrir le coût engage pour réaliser les inspections périodiques.
  6. Analysez le fluide périodiquement. Cela a été discuté précédemment, mail il vaut la peine de le répéter. Les analyses régulières aident à confirmer les propriétés physiques du fluide, y compris le point d’éclair et tout changement qui pourrait être en train de se produire. Comparez les résultats par rapport aux caractéristiques d’un fluide neuf.

Tel qu’il est démontré ci-dessus, les exploitants de système en phase liquide ont un certain contrôle sur la longévité de la performance du fluide pendant son cycle de vie. En plus de la maintenance appropriée du système, l’une des mesures de contrôle les plus efficaces qu’un exploitant peut appliquer pour maximiser la durée de vie du fluide est de sélectionner le bon fluide.


Il existe une multitude de fluides sur le marché – typiquement synthétiques ou à base d’huile minérale – chacun possédant sa propre composition chimique et son propre profil de performance qui le rendent plus ou moins approprié pour une application de traitement précise.


La discussion des avantages et des désavantages de chaque type de fluide caloporteur dépasse la portée du présent document. Il est cependant utile de noter que l’étape de sélection est importante et qu’il faut prendre le temps nécessaire pour exercer une diligence raisonnable; le fluide sélectionné a un impact important sur la réussite opérationnelle – sur le plan de la productivité et de la sécurité.


Un mot sur l’investissement. La sélection du bon fluide caloporteur exige que de nombreuses parties intéressées au sein d’une organisation exercent une diligence raisonnable – y compris une analyse complète de l’application. Les acheteurs devraient résister à la tentation de fonder leur décision sur un faible prix de base. À part le fait que le fluide joue un role important dans la performance du système, il est également à considérer que le prix le plus bas pourrait ne pas tenir compte des variables suivantes.

  • Coûts associés à la sécurité des travailleurs, tels que la formation, l’équipement et les dispositifs de protection contre l’exposition potentielle au fluide (sous forme de vapeur ou sous forme liquide)
  • Frais de transport pour la livraison
  • Coût associé à la collecte, à la manutention et l’élimination de l’huile usée et des fûts
  • Performance éprouvée du fluide au-delà des données pour l’huile neuve. Les fournisseurs devraient être en mesure de prouver la conservation des propriétés du fluide neuf (p. ex. données sur la stabilité thermique et oxydative)
  • Vendors should be able to prove retention of fresh fluid properties (e.g. thermal stability and oxidation data)
  • Compatibilité du fluide avec le système courant (p. ex. joints d’étanchéité, dimensionnement du vase d’expansion, etc.)
  • Miscibilité avec le fluide caloporteur actuel, si une vidange partielle est nécessaire
  • Niveau de couverture-responsabilité que le constructeur offre
  • Flexibilité du fournisseur à travailler avec vous aux projets de nettoyage ou de rinçage du système, à fournir un stock de fluide adéquat et à reprendre les volumes de fluide excédentaires inutilisés

En supposant que le système fonctionne comme il faut et qu’il n’y a pas de raisons préoccupantes de faire analyser le fluide (afin de déterminer ce qui a fait défaut), c’est quand même une bonne idée de faire analyser le fluide sur une base régulière. Une analyse proactive peut contribuer à la détection hâtive des problèmes, avant que ne survienne une réduction coûteuse de la productivité ou pire encore, une défaillance du système. L’analyse du fluide permet de mieux planifier, car elle peut indiquer à quel moment il faudra vidanger le fluide.


Voici les lignes directrices pour déterminer à quel moment analyser le fluide caloporteur :

  • Durant la première année de fonctionnement dans le cas des systèmes neufs. Tout problème majeur dans le système susceptible d’avoir un impact sur le fluide se verra dans les résultats d’analyse.
  • Immédiatement après une vidange de fluide. Après une semaine ou deux, analysez le fluide même si vous utilisez la même marque; les propriétés du vieux fluide auront suffisamment changé pour que tout résidu soit détecté dans les résultats d’analyse de la nouvelle charge.
  • Annuellement, du moins pour les gros systèmes. Programmez une analyse une fois par année dans le cadre du programme de maintenance réventive de routine. Les résultats serviront de rapport courant en dossier pour votre compagnie d’assurance.

Lorsque vous décidez de la façon de tester un fluide caloporteur, il est conseillé d’envoyer un échantillon de fluide au laboratoire du fournisseur du fluide. Ce laboratoire sera en mesure non seulement de réaliser les analyses, mais aussi d’interpréter les résultats.

Les analyses permettent de déterminer l’état général du fluide et jusqu’à un certain point, donnent une idée des conditions à l’intérieur du système de circulation. La meilleure façon d’atteindre cet objectif est d’établir les tendances à partir d’échantillons prélevés régulièrement. De l’information utile peut certainement être tirée d’un point de donnée unique, mais l’établissement de tendances procure des données plus valables et augmente l’exactitude du diagnostic aux fins de planification.


Au minimum, un programme d’analyse pour les fluids caloporteurs devrait inclure les essais suivants :


Viscosité cinématique (ASTM D445-15)

Mesure la résistance du fluide à l’écoulement. Une hausse de la viscosité indique la présence de fractions à haut point d’ébullition et une réduction de la capacité du fluide de transférer la chaleur. Une diminution de la viscosité indique le contraire, soit la présence de fractions à bas point d’ébullition (entraînant une baisse du point d’éclair et possiblement de la température d’auto-inflammation) et possiblement qu’un craquage thermique du fluide est en train de se produire. La limite d’avertissement est une augmentation >30 %; à ce point, des mesures doivent être prises, comme un remplacement partiel ou complet de l’huile.


Indice d’acidité (IA) (ASTM D664-11)

Mesure les composés acides et par conséquent, permet de déterminer indirectement dans quelle mesure le fluide s’est oxydé. La plupart des fluides neufs ont un IA se situant entre 0,05 et 0,10 mg KOH/g. La limite critique est d’environ 1,0 mg KOH/g, après quoi la formation de dépôts aura tendance à augmenter.


Point d’éclair par méthode Cleveland en vase ouvert (ASTM D92-12)

Mesure la plus faible température à laquelle les vapeurs du fluide s’enflammeront momentanément lorsqu’en contact avec une source d’inflammation. Lorsqu’il est plus bas que d’habitude, cela indique souvent une contamination et une dégradation thermique. La limite d’avertissement est de <300 °F / <150 °C.


Solides insolubles

Détermine la concentration de solides insolubles dans le fluide après filtration à travers un filtre d’une porosité de 0,8 micron. La mesure des solides organiques indique dans quelle mesure le fluide s’est dégradé et peut-être aussi dans quelle mesure le système s’est encrassé. Entre-temps, des solides organiques peuvent indiquer une corrosion et une contamination du système. La limite d’avertissement pour les solides est de >0,5 % en poids.


Teneur en eau (ASTM D1744-13)

Mesure la quantité d’eau présente dans le fluide. La limite d’avertissement est de 1 000 ppm (l’équivalent de 0, 1 % en poids). Si ces niveaux sont atteints, cela pourrait indiquer qu’il manque un couvercle sur le vase d’expansion ou qu’un échangeur de chaleur fuit. En plus du danger pour la sécurité que représente l’eau qui bouille et éclabousse dans le vase d’expansion, une teneur élevée en eau peut entraîner une corrosion du système, une oxydation plus rapide du fluide et la formation de substances acides et corrosives telles que celles décrites plus haut. L’eau est surtout dommageable pour les fluides aromatiques, en partie parce qu’ils sont généralement sans additifs, donc sans inhibiteurs de rouille et de corrosion.


Teneur en métaux (ASTM D5185)

Détermine la concentration d’environ 26 éléments simultanément par spectrométrie de masse à plasma inductif (ICP). Cela peut indiquer un changement dans les niveaux d’additifs ou la présence de métaux d’usure et de contaminants. Les niveaux de concentration peuvent révéler une corrosion et/ou une contamination potentielle.


L’obtention de mesures précises validées par des tierces parties pour chacune de ces variables permettra non seulement de prendre des décisions opérationnelles plus éclairées, mais aussi de valider les recommandations de fluide, ce qui peut se révéler utile si une vidange nécessite un temps d’arrêt et un budget imprévus.

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