Introducción a calderas industriales y sistemas de generación de vapor

El vapor es un medio de transferencia de energía fundamental y ampliamente utilizado. Los sistemas de vapor generan electricidad, proporcionan energía para intercambiadores de calor industriales, producen energía mecánica para la propulsión de embarcaciones navales y mercantes, y sirven como fuente de energía para calefacción comercial y residencial; la lista continúa y continúa.

Las calderas de vapor varían en tamaño desde aquellas para pequeñas empresas hasta algunas que tienen varios pisos de altura para producir electricidad. Las presiones de funcionamiento pueden variar desde un poco más de lo atmosférico hasta 2800 psi en calderas de tambor grandes y 4500 psi o quizás incluso más en unidades ultrasupercríticas de vanguardia.

Índice

Introducción a calderas industriales y sistemas de generación de vapor
Diseño de caldera y sistema de vapor
Calderas especiales
Química de generación de vapor
La evolución del tratamiento del agua de la caldera eléctrica
Métodos de tratamiento interno para generadores de vapor industriales
Disposición de la caldera
Devolución de la caldera al servicio
Limpieza química de generadores de vapor
Sistemas de vapor y química
Química del vapor
Problemas adicionales con el sobrecalentador/recalentador
Apéndice 4-1
Apéndice 4-2
Referencias

Diseño de caldera y sistema de vapor

Si bien todos los generadores de vapor tienen similitudes, un punto importante de diferenciación es si el vapor se utiliza únicamente para el calentamiento de procesos y equipos o si impulsa turbinas para la producción de energía o energía mecánica. Como se describirá, esta diferencia tiene un impacto significativo en varios factores, incluidas las pautas para la pureza del agua de aporte, la selección de programas de tratamiento químico para calderas y precalderas y los requisitos de pureza del vapor. La Figura 4.1 es un diagrama de flujo básico de un sistema generador de vapor industrial común.

Los componentes clave de este sistema son:

• Tratamiento de agua de reposición para eliminar impurezas nocivas. Las técnicas van desde un simple ablandamiento, como se muestra aquí, hasta agua desmineralizada de alta pureza. El alcance del tratamiento de maquillaje depende en gran medida de la presión del sistema, pero incluye otros factores, como se detallará en este capítulo y ya se ha mencionado en el Capítulo 3.
• Retorno de condensado de varios procesos de la planta.
• Desaireador mecánico para eliminar gases no condensables, especialmente oxígeno disuelto, del agua de aporte y del retorno de condensado. Un desaireador también sirve como calentador de agua de alimentación e incluye un recipiente de almacenamiento para la capacidad de agua de alimentación de reserva.
• Bomba(s) de agua de alimentación para aumentar la presión por encima de la presión de la caldera.
• Un generador de vapor, que a menudo incluye un sobrecalentador
• Usuarios de vapor que pueden incluir turbinas, recipientes de reacción, calderines o muchas otras variedades de intercambiadores de calor.

Aspectos básicos del vapor

Considere un ejemplo cotidiano de un recipiente abierto de agua a nivel del mar. Aquí, a presión atmosférica estándar (14,7 psia), el agua hierve a una temperatura de 212 °F. La energía necesaria para elevar la temperatura a 212 °F se denomina “calor sensible”. El calentamiento adicional no aumenta la temperatura, sino que convierte el agua líquida en vapor. Esto se conoce como el calor latente de la vaporización, que es de casi 1150 Btu/lbm para el agua a nivel del mar. 212 °F es la temperatura de saturación en estas condiciones.

Si este recipiente estuviera equipado con una tapa sellable (un ejemplo doméstico común es una olla a presión), la temperatura del punto de ebullición aumentaría. Por ejemplo, duplicar la presión dentro del recipiente eleva la temperatura del punto de ebullición a 249 °F. Este principio es la base fundamental detrás de las calderas industriales y eléctricas que producen vapor a presiones y temperaturas superiores a las atmosféricas.

Las propiedades termodinámicas del vapor se han compilado muy cuidadosamente en tablas de vapor que pueden encontrarse en numerosas referencias, incluidas las n.o 1, n.o 2 y n.o 5 de este capítulo. La Figura 4.3 a continuación ofrece un ejemplo representativo de los datos en las tablas de vapor.

Las primeras dos columnas son valores iniciales de temperatura y presión. A continuación, se presentan los datos correspondientes tanto para líquido como para vapor de volumen específico ( s ), entalpía (H , el contenido total de energía), entropía (s ) y energía interna (μ). Esta última es la energía compuesta por rotaciones y vibraciones atómicas y moleculares. Representa la energía central del fluido. La entalpía tiene energía interna como base, pero es un valor derivado que representa la energía total disponible. La entalpía es mucho más práctica para los cálculos de transferencia de energía que la energía interna sola.

La entropía suele ser un concepto difícil de comprender, pero una explicación común es que cada sistema avanza en la dirección del aumento del trastorno. Si se abre una botella de perfume, el aroma penetrará en una habitación. Una taza de café caliente irradia calor a la cocina, no viceversa. Se requiere energía para devolver el estado de un proceso a un estado anterior y, para cualquier proceso, la entropía total siempre aumenta. Un ejemplo clásico es un refrigerador. La entropía del contenido del refrigerador disminuye a medida que se enfrían, pero el aumento en el cambio general de la entropía debido a la transferencia de calor desde el compresor a su entorno es mayor (ΔS>0). En aplicaciones de vapor, los valores de entropía de las tablas pueden utilizarse para calcular la cantidad de energía no disponible para trabajar. Los factores comunes que aumentan la entropía incluyen la fricción, el calor que escapa del límite de un sistema y otros.

Un punto a tener en cuenta de la Figura 4.3 es el aumento de la temperatura de saturación con el aumento de la presión. Por ejemplo, el punto de ebullición del agua a 2500 psi es de 668,17 °F. La temperatura y la presión tienen un impacto importante en la elección de la química del tratamiento del agua de la caldera, como se analizará en las secciones posteriores. Otro aspecto es que el agua y el vapor se convierten en una sola fase a presión/temperatura supercrítica (3200 psi/705 °F) y superior. No puede haber separación de vapor/líquido en una caldera tipo tambor, de modo que el diseño no funcione para condiciones supercríticas. Las calderas de un solo paso son la única opción.

Para muchas aplicaciones de vapor, especialmente las unidades de potencia que impulsan turbinas, el vapor saturado sin sobrecalentamiento es inaceptable, ya que la condensación se produce una vez que el vapor comienza a funcionar. Las gotitas de agua pueden dañar gravemente las palas de la turbina. Por lo tanto, muchas calderas están equipadas con sobrecalentadores para elevar las temperaturas del vapor muy por encima de la saturación. Las tablas de vapor también incluyen datos para vapor sobrecalentado, cuyo ejemplo se muestra en la Figura 4.4.

Básicamente, solo se utiliza energía de sobrecalentamiento en las turbinas eléctricas, y el calor latente se desecha al medio ambiente en el escape de la turbina. La eficiencia termodinámica mejorada ha llevado al crecimiento de plantas de cogeneración y de ciclo combinado, que utilizan gran parte del calor latente.

Aspectos del diseño del generador de vapor

Por supuesto, las calderas requieren calor y agua para producir vapor. La fuente de calor generalmente es la combustión de combustible dentro del horno, pero en algunas aplicaciones, la combustión se produce aparte del generador de vapor, y el calor de escape luego genera vapor en una caldera separada. Un ejemplo común es un generador de energía de ciclo combinado, donde una parte de la energía total es producida por una turbina de gas similar a un motor a reacción. El gas de escape de la turbina proporciona energía para los generadores de vapor de recuperación de calor (HRSG). La fuente de calor también puede ser gases calientes de un proceso químico denominado calderas de calor residual y analizarse más adelante. 

En las calderas convencionales se producen tres tipos de transferencia de calor. En el horno mismo, un mecanismo de transferencia de calor importante es la energía radiante. El calentamiento por convección es la segunda forma de transferencia de energía, en donde los gases calientes, a través del movimiento físico generado por los ventiladores de la caldera, entran en contacto con los tubos de la caldera e intercambiadores de calor adicionales tales como sobrecalentadores, economizadores, etcétera. El calentamiento por convección es el principal mecanismo de transferencia de energía para los HRSG de ciclo combinado, aunque muchos HRSG están equipados con quemadores de conductos para proporcionar calor adicional durante los momentos de demanda pico. La tercera forma de transferencia de calor es la conducción, que es la transferencia de energía cinética de una molécula a otra dentro de los tubos de la caldera desde el lado del horno al lado del agua/vapor. 

Las calderas generalmente se categorizan según los siguientes criterios:

• Función, p. ej., solo vapor de proceso u operación/cogeneración de turbina eléctrica
• Tipo de combustible 
• Disposición de paneles de agua o tubos contra incendios
• Tipo tambor o una vez a través
• Para calderas tipo tambor, circulación natural o forzada
• Presión
• Tamaño/tasa de vapor
• Disparado directo o alimentado con calor residual 

Función: Cómo se utilizan las calderas y el servicio que realizan. ¿Suministran vapor solo para calentar procesos o para turbinas? Además, ¿las calderas son fijas o móviles, como las aplicaciones marinas?

Tipo de combustible: Muchas calderas industriales se encienden con gas natural. Quema más limpiamente que otros combustibles fósiles y se ha vuelto económico, sujeto a factores geopolíticos. A mediados del siglo XX, la construcción de calderas a carbón era común, ya que el carbón era un combustible económico y abundante. Las preocupaciones sobre las emisiones de aire y agua de las plantas a carbón, junto con los problemas económicos, han llevado a una marcada disminución en la operación de la planta de carbón. La energía renovable ha llenado parte de la brecha en la producción de energía, y gran parte del resto es absorbido por la generación de energía de ciclo combinado que utiliza gas natural. Pocas unidades se alimentan con aceite y no se considerarán en este capítulo. 

Incendio o tubo de agua: En las calderas de tubos de combustión, el gas de combustión fluye a través de los tubos, que están rodeados de agua contenida en una carcasa. Lo contrario es cierto para las calderas de tubo de agua, como lo indican los siguientes diagramas. 

Los tubos de gran diámetro y la corta longitud de las calderas de tubo de fuego garantizan una baja caída de presión en el lado del gas. Son la clase más antigua de calderas comerciales y fueron el diseño básico para locomotoras de vapor del siglo XIX y principios del siglo XX. 

Las calderas de tubo de fuego generalmente tienen una presión limitada a 200 psi y un máximo de 20,000 libras de producción de vapor por hora. Las calderas de tubo de agua pueden funcionar a presiones y salidas de vapor mucho más altas, con temperaturas de vapor de hasta 1050 °F o quizás incluso más altas en algunos diseños avanzados de energía.

Las calderas de tubo de fuego tienen un gran volumen de agua de caldera en relación con la producción de vapor y, por lo tanto, pueden almacenar energía, lo que proporciona velocidades de vapor estables y un funcionamiento suave. Los hornos pueden ser internos o externos. Muchas unidades de tubos contra incendios aún están en funcionamiento. Uno de los más populares es el diseño de tubo de retorno horizontal (HRT), donde el espacio de combustión es una configuración de tubo de combustión grande en la parte inferior del tambor a través del cual pasan los gases de combustión y luego giran en el extremo posterior del horno y regresan a través de tubos rectos hacia la parte delantera de la caldera.

Las calderas de tubo de fuego generalmente se ensamblan en fábrica, incluidos quemadores, controles, ventiladores y bombas de agua de alimentación, todas contenidas en una base como unidad de empaque.

Las calderas de mayor presión casi siempre tienen un diseño de tubo de agua. El fluido fluye a través de los tubos de “muro de agua”, con el calor radiante y los gases calientes confinados al exterior del tubo. Los tubos pueden soportar presiones mucho más altas que la carcasa externa de las calderas de tubos de fuego. El diseño más común es la caldera tipo tambor con una configuración básica que se muestra en los siguientes dos diagramas.

Los tubos de pared de agua se fabrican típicamente en paneles de membrana que comprenden las paredes del generador de vapor. A continuación se ilustra un corte de este diseño.

Las calderas de tubos de agua tienen un volumen de agua de caldera bajo en relación con la velocidad de vapor en comparación con los tipos de tubos de incendio. En consecuencia, estas calderas son más sensibles a los cambios en la demanda y el nivel de agua, lo que requiere sistemas de control de nivel sofisticados y agua de alimentación de alta pureza.

Calderas de calor para desechos: En las unidades de calor residual, la energía proviene de los gases de escape de una fuente de combustión externa. La mayoría de las centrales eléctricas modernas son unidades de ciclo combinado, con la mayor parte de la energía producida en una turbina de gas (el ciclo termodinámico de Brayton) y el resto a través de la producción de vapor en los HRSG calentados por el escape de la turbina de combustión. Este último es el ciclo termodinámico clásico de Rankine. La mayoría de los HRSG tienen un diseño de presión múltiple con varias calderas (el término común son evaporadores). Más adelante en este capítulo se proporcionan detalles adicionales del HRSG. 

Presión: Las calderas industriales y eléctricas operan en todo el espectro desde justo por encima de la presión atmosférica hasta las condiciones supercríticas, según los requisitos de vapor. La presión y la temperatura del vapor son factores importantes para seleccionar el tipo de caldera. Como se describirán en las secciones posteriores, estos factores también influyen en gran medida en los requisitos del tratamiento del agua de aporte y la química del tratamiento del proceso. Una pregunta que a menudo se hace es: “¿Cuál es la delineación entre los generadores de vapor de baja presión y alta presión?” La respuesta no es clara, y la bibliografía ofrece diferentes pensamientos. 900 psi es esencialmente la presión mínima para la producción de energía. En plantas como las fábricas de acero integradas, el vapor a una presión de 700 psi puede ser suficiente para impulsar las turbinas que producen el aire para los altos hornos. Algunos consideran que cualquier unidad que no produzca vapor para el funcionamiento de la turbina es de baja presión, con un rango general de 600 psi hasta ligeramente por encima de la atmosférica, aunque esta última puede ser simplemente calderas para construir sistemas de calefacción.

Tamaño/Capacidad: Las calderas de tubo de fuego pequeñas a menudo tienen una potencia nominal de caballos de fuerza. En los EE. UU., la producción de vapor en calderas más grandes se expresa en miles de libras por hora. El diseño de combustión de carbón que se muestra en el Apéndice 4-1 produce, a una carga máxima normal, más de 4M de libras por hora, pero las calderas eléctricas generalmente se clasifican en producción eléctrica, que en ese ejemplo es de 593.230 kilovatios (kW) brutos.

Circulación de agua natural o forzada: La circulación de agua de la caldera en las unidades del tambor puede ser natural o forzada, como se ilustra en la Figura 4.7. La circulación natural es a menudo el patrón de diseño en calderas más pequeñas, con un diámetro típico de tubo de pared de agua de 2 a 3 pulgadas. La diferencia en la densidad entre el fluido en las tuberías descendentes sin calentar y los tubos ascendentes calentados induce el flujo. Para las calderas de tambor grandes, y particularmente para muchas unidades de carbón del pasado, la circulación forzada era estándar. Es vital en los generadores de vapor mantener la ebullición de nucleados, donde solo se forman pequeñas burbujas de vapor en las superficies de los tubos y luego son eliminadas por el agua circulante. Los problemas surgen si se forman grandes burbujas de vapor y se convierten en una película en los tubos de la caldera. 

La salida de la ebullición de nucleados (DNB) puede reducir el enfriamiento de modo que pueda producirse el sobrecalentamiento del tubo. La circulación forzada es necesaria en calderas grandes de alta temperatura para minimizar la ebullición no nucleada. Además, la circulación forzada permite diámetros de tubo más pequeños y, en consecuencia, presiones más altas.

Diseños comunes de calderas industriales

Las siguientes secciones ilustran muchos de los diseños de calderas más populares. Algunas clases comunes de calderas de tubos de agua industriales son de estilo D y O, ambas con un solo tambor de vapor y un solo tambor de lodo, y de estilo A con un solo tambor de vapor y dos tambores de lodo. Las siguientes ilustraciones son ejemplos de estas calderas de tubos de agua.

La figura a continuación muestra una vista lateral de una caldera industrial común, que ilustra cómo se organizan los quemadores a menudo en estas unidades.

El gas natural es el combustible más común para las calderas industriales modernas. Algunas calderas más antiguas a base de aceite aún pueden estar en funcionamiento. En plantas químicas o refinerías, también pueden quemar combustibles de desecho, a menudo en combinación con gas natural.  

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Ver estudio de caso

Calderas especiales 

Muchos tipos de calderas especializadas sirven a la industria ligera. Aunque algunas de estas calderas, por ejemplo, las unidades Clayton y Miura, producen vapor, algunas son solo generadores de agua caliente. Los criterios clave de selección para calderas nuevas de cualquier tipo incluyen:

• Cantidad, presión, temperatura, calidad y pureza del vapor requerido
• Flexibilidad en la operación, particularmente variabilidad de carga
• Otros criterios como disponibilidad, ubicación, permisos y otros 

Las calderas eléctricas se introdujeron en 1905, pero no muchas están en servicio en la actualidad. Su principal ventaja es que el vapor puede generarse sin el combustible, la ceniza, el gas de combustión y otros problemas de las unidades convencionales. La mayoría son pequeñas en términos de presión de vapor y generación, pero pueden variar hasta 450 psi con 175,000 libras por hora de producción.

Cuando se trata de unidades especializadas de combustión directa, las calderas de Clayton ofrecen un menor costo de capital, una huella pequeña, una respuesta rápida y una eficiencia de combustible en comparación con las calderas convencionales de tubos de fuego o tubos de agua en algunas situaciones. El generador de vapor tipo bobina, como se muestra a continuación, es típico. 

Las calderas de Clayton tienen un intercambiador de calor helicoidal para calentar agua de flujo forzado de una sola pasada. El agua mueve la contracorriente al flujo de los gases de combustión, lo que proporciona una alta eficiencia de combustible a vapor. La velocidad de combustión de la caldera regula el flujo de agua de alimentación; cuanto mayor sea la velocidad de combustión, mayor será el flujo de agua. Un separador de vapor mecánico elimina la humedad residual a medida que el agua sale de la bobina. 

Una unidad de 1000 HP (vapor de 34 500 pph) se considera grande. Las presiones de vapor se limitan a aproximadamente 600 psi, aunque la mayoría de las unidades funcionan muy por debajo de esta presión. Dada la ausencia de un tambor de vapor convencional y solo una separación de vapor mínima, un generador de vapor de este tipo puede requerir equipos de separación de vapor/agua adicionales para una producción de vapor de alta calidad (>99,5 %).

El agua de maquillaje suavizada y constante es fundamental. Se recomienda encarecidamente el uso de ablandadores dobles regenerados automáticamente. Las alteraciones en la dureza debido a una operación defectuosa del suavizante de maquillaje pueden provocar fallas en el tubo debido a la formación de incrustaciones en la bobina de calentamiento. Para el tratamiento interno del agua de la caldera, no se recomiendan programas de precipitación, p. ej., a base de fosfato, debido al pequeño tubo, diseño de una sola pasada, con sus restricciones de flujo de agua y alto flujo de calor. Las concentraciones de oxígeno disuelto (D.O.) pueden ser altas en estas unidades, lo que generalmente elimina los programas de tratamiento con quelantes. 

Algunos sistemas pueden tener un receptor de condensado semicerrado (SCCR), que presenta posibles problemas de corrosión por oxígeno que pueden requerir un aumento de la dosificación del depurador durante las interrupciones.

Miura ofrece dos clases de calderas: Calderas de vapor a gas LX y calderas de vapor de combustible doble EX. La serie LX son calderas de alta eficiencia que funcionan con gas natural, propano o ambos.

Según el modelo, hay varias presiones disponibles, incluida la presión operativa máxima permitida (MAWP) de 300 psi, MAWP de 170 psi y MAWP de 15 psi. Junto con la alta eficiencia, otras ventajas sobre las calderas de tubo de fuego incluyen:

• Inicio rápido: las unidades pueden pasar del arranque en frío al vapor completo en menos de cinco minutos
• Huella más pequeña: las calderas tienen una huella significativamente menor que las calderas convencionales de tubos de fuego
• Bajas emisiones de NO_x de gases de combustión: algunos modelos están clasificados para tan solo 9 ppm

La serie Miura EX está diseñada para instalaciones que deben tener una fuente de combustible secundaria. Si bien estas calderas pueden funcionar con gas natural y propano, como el tipo LX, también pueden encenderse con combustible n.o 2. Varios modelos de la serie EX ofrecen una variedad de presiones de funcionamiento, incluidas MAWP de 300 psi, MAWP de 250 psi y MAWP de 170 psi. Al igual que con las calderas de Clayton, es necesario un tratamiento de maquillaje adecuado y programas internos de agua de calderas bien administrados y prácticas de mantenimiento.

Una nueva clase de calderas, como las de Patterson-Kelley, tienen intercambiadores de calor de aluminio. Estas unidades generalmente no producen vapor, sino solo agua caliente. Los intercambiadores de calor de aluminio y aleación de aluminio tienen ciertas ventajas sobre el acero dulce, que incluyen:

• Alta conductividad térmica
• Resistencia a la corrosión
• Peso más ligero
• Huellas más pequeñas

Por lo general, los fabricantes de estos dispositivos de intercambio de calor recomiendan un rango de pH de quizás 6,0 a 8,5, que está por debajo del rango típico recomendado para los sistemas convencionales de calderas y agua caliente. Esto puede presentar problemas si los intercambiadores de calor de aluminio se instalan en sistemas con equipos de aleación de acero y cobre. Operar a un pH más bajo para proteger el aluminio aumenta el potencial de corrosión de los otros materiales. Además, la presencia de varios metales diferentes en un sistema puede configurar sitios para la corrosión galvánica.

Se han utilizado silicatos, nitritos/nitratos, azoles y molibdeno para el tratamiento de calderas de agua caliente, a menudo en una mezcla de varios compuestos. El fosfato no se recomienda en sistemas que contengan componentes de aluminio. Al igual que con otras calderas, es necesario un tratamiento de maquillaje adecuado. Los propietarios/operadores deben consultar con su representante de tratamiento de agua para desarrollar un programa adecuado.

Los calderines son intercambiadores de calor que utilizan vapor (o fluidos calientes del proceso) para transferir energía a otros líquidos o gases del proceso. Un ejemplo principal es un calderín en la parte inferior de una torre de destilación de refinería. Fundamentalmente, las columnas de destilación separan los fluidos en fracciones, con fracciones más ligeras que se mueven hacia arriba y fracciones más pesadas en la parte inferior. Los fondos se calientan en un calderín para recuperar fracciones más livianas adicionales para su procesamiento posterior. El vapor es una fuente de calor común para el calderín. 

En la Figura 4.14 se muestra un calderín de la caldera. A menudo, estas unidades están diseñadas para la circulación natural, pero algunas pueden tener circulación forzada. Los calderines de vapor enfrentan problemas de corrosión que pueden ser inducidos por problemas de configuración, calidad del vapor y química, incluido el dióxido de carbono (CO₂) y el ingreso de oxígeno disuelto, y un control deficiente del pH.⁶ 

Las calderas con camisa, los reactores y los procesos de cuba se utilizan en el procesamiento de alimentos y la fabricación de productos químicos. Algunos tienen contacto directo con el vapor, donde el vapor se convierte en un componente del producto cuando se condensa y suministra energía. Otros sistemas están cerrados, con vapor que fluye a través de un intercambiador de calor tipo bobina o con camisa y condensado que regresa a la caldera.

Este esquema también ilustra un componente muy importante de prácticamente todos los sistemas de vapor: trampas de vapor. Parte del vapor se condensará dentro del sistema y debe recolectarse para mantener la eficiencia y confiabilidad del sistema. El Instituto Nacional Estadounidense de Estándares (ANSI) define una trampa de vapor como una “válvula autónoma que drena automáticamente el condensado de un recinto que contiene vapor mientras permanece ajustada a la pérdida de vapor vivo”.Si las trampas de vapor no se mantienen correctamente, pueden producirse pérdidas financieras significativas debido a la pérdida excesiva de vapor vivo de las trampas que no funcionan correctamente. Por el contrario, el condensado que no se drena correctamente puede causar problemas de flujo de vapor aguas abajo. 

Calderas de generación de energía

En este punto, se justifica un breve análisis del diseño de la planta de carbón, ya que algunas de estas unidades aún operan en los Estados Unidos y otras aún se están construyendo en otras regiones, especialmente en Asia. Un examen del circuito de agua completo de una planta de carbón proporciona información valiosa sobre cómo los diversos intercambiadores de calor dentro de la red están diseñados para maximizar la eficiencia y producir vapor para la aplicación prevista. Luego, se compararán y contrastarán algunos detalles importantes del intercambiador de calor de carbón con los HRSG de las plantas de energía de ciclo combinado. 

Diseño de planta a carbón

La necesidad de una comprensión rigurosa del diseño y la operación de la planta de energía a carbón sigue disminuyendo, ya que en muchos países estas unidades están siendo retiradas de la operación. Dos factores principales para la disminución del carbón son las inquietudes relacionadas con la liberación de dióxido de carbono y su influencia en el cambio climático, y el hecho de que los suministros de energía alternativos, como el gas natural y las fuentes renovables, se han vuelto mucho más viables económicamente. Además, los problemas ambientales que involucran descargas de gas de combustión, cenizas y aguas residuales, y los requisitos de control de contaminantes correspondientes para las plantas de carbón, pueden influir significativamente en la economía de la operación de la planta. Estos problemas se tratan más ampliamente en el Capítulo 5. Sin embargo, las plantas de energía a carbón aún están dispersas en todo el mundo, y para los gerentes de planta, operadores y personal técnico en esas instalaciones, el monitoreo y el control adecuados de la química de generación de vapor siguen siendo un problema crítico.

Muchas de las primeras calderas a carbón eran de la variedad de los agricultores, donde se cargaban trozos de carbón en una rejilla, con aire que se soplaba hacia arriba a través de la rejilla para la combustión. Los diseños más modernos utilizan una rejilla móvil, en la que se carga combustible fresco en la entrada del horno y la rejilla se mueve continuamente a través de la zona de combustión. La ceniza se descarga en el extremo trasero de la rejilla de desplazamiento. 

Aún existen calderas de stoker, y pueden ofrecer la mejor tecnología para disparar combustibles alternativos, como residuos municipales y biomasa. 

La mayoría de las unidades de carbón que permanecen en los Estados Unidos, y las que aún se están erigiendo en otras partes del mundo, son del tipo de carbón pulverizado, en el que el carbón se muele a un polvo fino y se enciende en quemadores en las paredes o esquinas del horno. La combustión ocurre muy rápidamente en las unidades de carbón pulverizado. El Capítulo 5 proporciona más información sobre las propiedades y la química del carbón, y las de las cenizas producidas a partir de las unidades de carbón. 

El período pico para la construcción de grandes plantas de carbón fue a mediados del siglo XX, siendo las unidades tipo tambor el diseño más popular. El tamaño de la caldera osciló entre quizás 25 MW y cerca de 1000 MW. La Figura 4.17 ilustra un diseño común de esa era.

Inmediatamente evidente es la naturaleza vertical pronunciada de la caldera en comparación con las calderas industriales a gas. El horno grande proporciona tiempo de residencia para quemar adecuadamente el combustible sólido y distribuir calor a los tubos de la pared de agua. Observe la serie de intercambiadores de calor que residen en la trayectoria del gas corriente abajo del horno, incluidas las secciones del sobrecalentador, los sobrecalentadores de recalentamiento, el economizador y el calentador de aire. Las funciones de estos intercambiadores de calor se describirán en breve. 

Las dimensiones de la caldera dependen no solo de la producción de vapor deseada, sino también del tipo de carbón que se quema. Durante el apogeo de la construcción de grandes plantas, se diseñaron muchas unidades para los carbónes bituminosos de Illinois, Virginia Occidental y otras ubicaciones del este. La combinación de alto contenido de calor y suficientes componentes volátiles que se encienden rápidamente hizo del carbón bituminoso la mejor opción para muchas calderas. Pero el mayor contenido de azufre de la mayoría de los carbónes bituminosos indujo un cambio de algunas plantas de energía al carbón con bajo contenido de azufre de la cuenca Powder River de Wyoming y Montana. El carbón PRB tiene un menor contenido de calor que el bituminoso, lo que requiere una mayor velocidad de alimentación de combustible y un mayor volumen del horno para una producción de vapor equivalente. Finalmente, algunas plantas de energía se colocaron directamente adyacentes a grandes depósitos de carbón lignito en Dakota del Norte y Texas. Lignite generalmente tiene el menor contenido de calor de todos los carbónes comerciales. La amplia variabilidad entre la química del carbón y el comportamiento de escoria de la ceniza producida tiene una gran influencia en el tamaño del horno. A continuación se muestra una ilustración del tamaño comparativo.

Las calderas de combustible sólido están equipadas con sopladores de hollín (generalmente vapor, pero a veces accionados por aire) para controlar la formación de escoria en las paredes del horno.

Puede encontrar más detalles sobre las propiedades del carbón en el Capítulo 5. Mientras tanto, centraremos nuestra atención en los problemas de agua y vapor relacionados con estas unidades. La Figura 4.19 a continuación ilustra la red de agua/vapor de una unidad de potencia convencional. 

Consideraremos los diversos intercambiadores de calor en este circuito, aparte de la caldera, que están diseñados para aumentar la eficiencia neta y proporcionar vapor de la presión y temperatura requeridas a la turbina.

Sobrecalentadores, recalentadores y calentadores de agua de alimentación

En las unidades del tambor, el vapor que sale del tambor está en un estado saturado, lo que significa que tan pronto como el vapor funciona, comienza a condensarse. Algunos procesos industriales están diseñados para el calentamiento por vapor saturado, con condensación directa del vapor en paquetes de tubos o en camisas de vapor, o tal vez incluso inyección directa de vapor al proceso. Tales aplicaciones recuperan el calor latente del vapor y, por lo tanto, son termodinámicamente bastante eficientes. Pero para otras aplicaciones, y particularmente aquellas en las que el vapor impulsa una turbina, la condensación temprana puede ser problemática. Una regla general para las turbinas eléctricas es un límite de humedad de 8 a tal vez 10 % en el escape de la turbina de baja presión. Cualquier cosa mayor puede causar erosión y daños graves en la hoja. (Más adelante en este capítulo se proporcionan detalles adicionales sobre el funcionamiento de la turbina de vapor).

En consecuencia, todos los generadores de vapor de energía y muchas calderas de alta presión en las plantas industriales están equipados con sobrecalentadores y, generalmente para las unidades de energía, recalentadores. Considere el sistema generador de vapor descrito en el Apéndice 4-1, con una presión de caldera de 2400 psi y una temperatura de vapor sobrecalentado de 1000 °F. La temperatura del vapor saturado es de 662 °F con una entalpía (_Hg) de 1025,5 Btu/lbm. Por lo tanto, el grado de sobrecalentamiento es de 338 °F. Las tablas de vapor sobrecalentado indican una entalpía de 1458,8 Btu/lbm en estas condiciones. Esta diferencia en la entalpía (433,3 Btu/lbm) proporciona la energía para impulsar la turbina. Estos cálculos básicos muestran que la energía transferida es solo aproximadamente un tercio de la que contiene el vapor principal. Gran parte del calor latente se pierde en el condensador.

La mayoría de las calderas eléctricas también incluyen un recalentador de sobrecalentamiento o recalentador para abreviar. El recalentador toma el vapor de escape de la turbina de alta presión y eleva la temperatura a las condiciones de vapor principales, aunque a presión reducida. Para el ejemplo que se muestra en el Apéndice 4-1, la presión de recalentamiento es de 546 psi, que es aproximadamente un quinto de la presión de vapor principal. El recalentador tiene dos propósitos. Primero, mejora la eficiencia neta general de la unidad en un poco por ciento. Segundo, y aún más importante, es el impacto del recalentamiento del vapor en las condiciones de vapor de escape de la turbina. En una caldera con solo sobrecalentamiento de vapor principal, el contenido de humedad en el escape de la turbina puede superar fácilmente la pauta del 8 al 10 % mencionada anteriormente. El recalentamiento del vapor mitiga ese problema. Todavía se forma algo de humedad en las últimas filas de las palas de turbina de baja presión (que pueden presentar problemas químicos, como se analizará), pero a niveles por debajo de los que causarían daños mecánicos preocupantes.

Observe los cinco calentadores de agua de alimentación cerrados y el desaireador en el circuito de condensado/agua de alimentación de la Figura 4.19. La cantidad máxima de calentadores de agua de alimentación en unidades muy grandes puede alcanzar los ocho. El propósito principal de los calentadores, particularmente los calentadores cerrados, es la mejora de la eficiencia. La fuente de energía de cada calentador es el vapor de extracción de la turbina. Considere una unidad sin calentamiento de agua de alimentación. Para todos los fines prácticos, la turbina utiliza solo la energía de sobrecalentamiento del vapor, con el calor latente perdido en el condensador. Con el calentamiento del agua de alimentación, esa parte del vapor suministrado a cada calentador ya ha realizado algún trabajo en la turbina. Sin embargo, la energía restante no se pierde en el condensador, sino que se transfiere directamente al condensado y al agua de alimentación, lo que reduce la cantidad de entrada de calor requerida en la caldera. El calentamiento del agua de alimentación mejora la eficiencia neta en varios por ciento.

El desaireador también es un calentador de agua de alimentación, pero su función está vinculada al control químico del agua de alimentación de la caldera y se analiza más adelante en la sección química de condensado/agua de alimentación.

Otro intercambiador de calor común en muchas calderas es el economizador. Según la Figura 4.19 y el Apéndice 4-1, los conjuntos de tubos del economizador se ubican en la red de conductos de gas de combustión después de las secciones del sobrecalentador. El economizador extrae calor adicional del gas de combustión y básicamente sirve como otro calentador de agua de alimentación para mejorar la eficiencia de la caldera.

En el Apéndice 4-1 también se muestra el calentador de aire. Al igual que el economizador, este intercambiador de calor utiliza gas de combustión para la fuente de energía. Los dos tipos más comunes de calentadores de aire son los estilos de tubo y canasta giratoria. El calentador de aire ofrece una mejora adicional de la eficiencia. Típicamente, una porción del aire calentado se alimenta a trituradoras de carbón y pulverizadores como un fluido de transporte para mover el combustible a la caldera. El aire caliente ayuda a eliminar la humedad que puede haber entrado con el combustible sólido. Esto puede ser particularmente importante para minimizar el taponamiento de carbón húmedo de los equipos de esmerilado.

Generadores de vapor supercríticos

Los cálculos termodinámicos muestran claramente una mayor eficiencia del generador de vapor con una mayor temperatura y presión de funcionamiento. En consecuencia, de las plantas a carbón que aún se están construyendo en algunas áreas del mundo, muchas están diseñadas para presiones supercríticas superiores a 3200 psi. Algunas unidades ultrasupercríticas (USC) avanzadas funcionan a 4500 psi o ligeramente por encima de esta, con temperaturas de vapor de recalentamiento cercanas a 1200 °F. En estas condiciones, el agua y el vapor existen como una sola fase y, por lo tanto, el diseño del tambor ya no es válido. Un diseño supercrítico común puede tener tres “pases” de muro de agua dentro del horno, donde cada paso se conecta a los cabezales de paso siguiente. Las calderas supercríticas generalmente tienen un tambor de arranque para producir vapor cuando la caldera se enciende debido a condiciones frías. Una vez que se alcanzan la presión y la temperatura de arranque requeridas en la unidad, las válvulas de aislamiento se cierran para retirar el tambor del circuito. Las unidades supercríticas no pueden tolerar la contaminación del agua de alimentación, ya que los sólidos se precipitarían en las paredes del tubo cuando el agua de alimentación se convierte en el fluido monofásico de la caldera. Un requisito para todas las unidades supercríticas es un sistema de agua de aporte de alta pureza y un pulidor de condensado de flujo completo para capturar las impurezas que podrían ingresar de una fuga en el tubo condensador u otra fuente.

Generación de energía de ciclo combinado

Las unidades más modernas de USC tienen una eficiencia neta máxima del 45 % o tal vez un poco más alta. Por lo tanto, incluso en estos diseños avanzados, más de la mitad de la energía suministrada a la unidad aún no es recuperable. La búsqueda de mayores eficiencias, junto con otros factores relacionados con la economía y la reducción de las emisiones de dióxido de carbono, condujo al desarrollo y crecimiento de plantas de energía de ciclo combinado, particularmente en la última década del siglo XX y continuando en este siglo.

En las siguientes figuras se ilustra una descripción general de la generación de energía de ciclo combinado.

Por lo general, aproximadamente 2/3 de la energía total de una planta de ciclo combinado es generada por la turbina de combustión (CT). El CT se asemeja a un motor a reacción de una aeronave y funciona en el ciclo termodinámico de Brayton. Muchos CT sin HRSG, conocidos como unidades de ciclo simple, se dispersan en todo el país para servir como una fuente de alimentación rápida si la demanda cambia repentinamente. Pero se pierde una cantidad significativa de energía en el modo de ciclo simple. Al capturar el calor del escape para generar vapor en un ciclo termodinámico de Rankine, se mejora enormemente la eficiencia general de la planta. Las unidades modernas de ciclo combinado pueden alcanzar o incluso superar ligeramente el 60 % de eficiencia neta, que es mucho mejor que las mejores unidades de potencia convencionales que producen vapor.

Hay una variedad de diseños de HRSG disponibles, incluidos incluso algunos tipos únicos, pero la mayoría son del estilo de tambor de presión múltiple. El esquema de un diseño muy común se muestra a continuación.

Varias características de la Figura 4.21 requieren una explicación más detallada.

• FFLP significa baja presión de alimentación anticipada y significa que toda el agua de alimentación entrante fluye hacia el evaporador de baja presión (LP). El circuito de LP funciona principalmente como un calentador de agua de alimentación, con solo una pequeña cantidad de producción de vapor. La descarga de LP alimenta los evaporadores de presión intermedia (IP) y alta presión (HP).
• Debido a que el agua de atemperamiento del vapor se toma de la bomba de agua de alimentación (FW) con el evaporador de LP como fuente, no se pueden utilizar álcalis sólidos, por ejemplo, fosfato trisódico o cáustico, para el control del pH en el evaporador de LP. Más bien, el amoníaco, o tal vez una mezcla de amoníaco/amina, inyectado en el condensado proporciona control del pH en el evaporador de LP.
• El diagrama muestra una línea de derivación del desaireador, pero en algunos diseños modernos, es posible que ni siquiera se incluya un desaireador. Esto proviene de desarrollos químicos diseñados para minimizar la corrosión acelerada por flujo (FAC) en el evaporador y los economizadores de LP. (Una sección posterior analiza la FAC, que afecta muchos tipos de generadores de vapor, en particular las unidades de potencia).
• Durante el funcionamiento normal, la energía para la producción de vapor proviene del escape de la turbina de combustión. Sin embargo, muchos HRSG están equipados con quemadores de conductos complementarios para aumentar la capacidad de generación de vapor durante los tiempos de cargas máximas. 

Como sugiere la Figura 4.21, los tubos en este diseño tienen un patrón de flujo vertical, pero con las secciones dispuestas horizontalmente a través de la trayectoria del gas. Los tubos con aletas son comunes para aumentar la transferencia de calor.

Aunque prácticamente todas las turbinas de combustión se disparan con gas natural, los tubos con aletas aún pueden acumular partículas de polvo que inhiben la transferencia de calor. Además, debido a la estrecha separación de los diversos conjuntos de tubos dentro de la unidad, si los tubos fallan debido a una química deficiente u otras prácticas operativas, la reparación y el reemplazo pueden ser bastante difíciles y llevar mucho tiempo. El control adecuado de la química del agua también es importante para minimizar las limpiezas químicas de los HRSG. Las limpiezas químicas nunca son fáciles, incluso en unidades convencionales, pero para los HRSG de presión múltiple el proceso puede ser especialmente complicado.

Generadores de vapor de calor residual para la fabricación y refinación de productos químicos

Existen generadores de vapor especializados en muchas plantas para recuperar el calor del proceso. Las aplicaciones incluyen:

• Calor generado como una parte necesaria del proceso, que de otro modo se desecharía. Los ejemplos incluyen procesos de syngas tales como amoníaco, metanol e hidrógeno.
• Calor que es un subproducto de un proceso de fabricación de productos químicos, como calderas de licor negro en la fabricación de papel y calderas de enfriamiento de etileno que enfrían los hidrocarburos agrietados.
• Calor disponible a partir de la combustión de residuos como madera de desecho, desechos agrícolas, basura y gas de monóxido de carbono (CO) generado a partir del craqueo de petróleo crudo en una refinería o gas de alto horno en una fábrica de acero.

Muchos procesos producen gases con temperaturas superiores a 1,000 °F. Las calderas de calor residual pueden funcionar como calderas de tubo de fuego o de tubo de agua según el proceso.

Las limitaciones de espacio impiden una discusión detallada de las diversas calderas que generan vapor a partir de estos procesos, pero un ejemplo muy ilustrativo proviene de la industria del etileno, donde la operación de la unidad principal proviene de un horno de craqueo. El gas caliente y agrietado debe enfriarse rápidamente para minimizar el agrietamiento adicional. El enfriamiento del gas de la grieta se produce en generadores de vapor conocidos como intercambiadores de línea trans (TLE o TLX). El gas caliente fluye a través del lado del tubo de la caldera con agua en las superficies externas del tubo. Los intercambiadores pueden orientarse horizontal o verticalmente con vapor de alta presión producido en un tambor de vapor que conecta los TLE. Las temperaturas del gas pueden ser de 1500 °F o cerca de esta, con presiones de vapor producidas de hasta 1800 psi. 

La observación cuidadosa revela que la configuración en cierta medida se asemeja a una caldera de tubo de fuego, con los gases calientes que fluyen a través de los tubos y el vapor que se genera dentro de la carcasa. 

No es poco común con los diseños de calderas no tradicionales es la posibilidad de puntos localizados de alto calor que pueden acentuar la deposición y la corrosión. La producción constante de agua de aporte de alta pureza y los programas de tratamiento de agua de caldera cuidadosamente diseñados son componentes clave para un rendimiento confiable.

Cómo minimizar la corrosión y la deposición en generadores de vapor de alta pureza y alta presión

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Química de generación de vapor

Los requisitos de química y tratamiento del agua de la caldera, el condensado y el maquillaje varían significativamente dependiendo de factores como la configuración y la presión de la caldera, el método de entrada de calor (directo o de desecho por calor), la función de vapor (energía para los intercambiadores de calor del proceso o para impulsar turbinas), etc. Una buena ilustración de los requisitos generales de química para calderas industriales es la siguiente: 

Estos datos se extrajeron de la Tabla 1 en la Referencia 8 [ASME] y representan solo una vista parcial de toda la tabla. El folleto contiene muchos detalles adicionales sobre los lineamientos para el agua de calderas industriales. 

Como indica este extracto, los límites se vuelven más ajustados a medida que aumenta la presión de la caldera. El Apéndice 4-2 describe los límites de impurezas para las unidades de servicios públicos de alta presión.

Tratamiento de agua de aporte

Los métodos de tratamiento de maquillaje para una variedad de aplicaciones de la planta, desde agua de enfriamiento hasta necesidades de alta pureza, se tratan en el Capítulo 3. Esta sección proporciona una breve descripción general de los requisitos de aporte en relación con la presión de la caldera en general.

El ablandamiento básico de sodio es muy común para el maquillaje de calderas de baja presión. Desde que los seres humanos comenzaron a calentar agua para cocinar o para fines sanitarios, sin duda han observado depósitos minerales en recipientes calentados. El principal culpable es el carbonato de calcio. 

Ca²⁺ + 2HCO ₃^– + calor → CaCO₃↓ + CO₂ + H₂O | Eq. 4-1

La ecuación describe la reacción de los iones de calcio (Ca²⁺) y la alcalinidad del bicarbonato (HCO₃^–) que a menudo ocurre en sistemas de agua caliente y calderas.

En consecuencia, el ablandamiento de sodio se convirtió y sigue siendo un proceso común de tratamiento de maquillaje para muchos generadores de vapor industriales. El agua cruda pasa a través de un lecho de resina de intercambio iónico, cuyos sitios activos contienen iones de sodio. Estos sitios tienen una afinidad más fuerte por el calcio y el magnesio que por el sodio y, por lo tanto, los iones de dureza se intercambian por sodio a medida que el agua fluye a través del lecho. Cuando el lecho alcanza el agotamiento, se regenera con una solución de salmuera (NaCl) que elimina los iones de dureza en un flujo de desechos que se desecha. La corriente ablandada, sin dureza, aún contiene los otros iones disueltos, incluidos alcalinidad, cloruro (Cl^–), sulfato (SO₄^2-) y sílice (SiO₂).

Como sugiere la Figura 4.24, las calderas de baja presión pueden tolerar algunas impurezas, incluida la alcalinidad. De hecho, para algunas aplicaciones, la alcalinidad puede ser deseable ya que ayuda a proteger las superficies metálicas de la corrosión. Sin embargo, el HCO₃^–, al llegar a la caldera, se convierte en gran medida en CO₂ a través de las siguientes reacciones:

2HCO ₃^– + calor → CO₃^2- + CO₂↑ + H₂O | Eq. 4-2

CO₃^2- + calor → CO₂↑ + OH^– | Eq. 4-3

La conversión total de CO₂ de las reacciones combinadas puede alcanzar el 90 %. El CO₂ parpadea con el vapor y cuando se vuelve a disolver en el condensado, puede aumentar la acidez del retorno del condensado.

CO₂ + H₂O �� DE H₂CO₃ �� DE H⁺ + HCO₃^– | Eq. 4-4

Aunque el pH generado por esta reacción tiene un límite inferior relativamente leve, la acidez es más que suficiente para causar una corrosión significativa del acero al carbono en los sistema de retorno de condensado. Por ejemplo, 3 ppm de CO₂ en condensado de vapor puro disminuirán el pH a 5,26. Si hay oxígeno disuelto presente en el sistema, se puede aumentar la corrosión.

En consecuencia, muchos sistemas de ablandamiento de sodio a menudo son seguidos por un descalificador de flujo dividido o un descarbonador para reducir la alcalinidad a niveles bajos de ppm. La química fundamental en cualquiera de los procesos acidifica la alcalinidad para convertirla en dióxido de carbono, que luego se extrae como gas del sistema de tratamiento.

Tratamiento de agua de reposición para generadores de vapor de alta presión

Para las unidades de servicios públicos de alta presión, el agua de alimentación debe ser muy pura para minimizar la corrosión y otros problemas potenciales en el generador de vapor. Las concentraciones de impurezas normalmente se limitan a rangos bajos de ppb. Las pautas bien conocidas para la pureza del efluente del sistema de aporte son:

• Conductividad específica: ≤0,1 μS/cm
• Sodio: ≤2 partes por mil millones (ppb)
• Sílice: ≤10 ppb

La desmineralización por intercambio iónico se utilizó comúnmente durante el último siglo para lograr esta pureza. De las diversas combinaciones de intercambio de iones posibles, la más popular fue la siguiente configuración:

SAC = Intercambiador de cationes ácidos fuerte

SBA = Intercambiador de aniones base fuerte

MB = Intercambiador de lecho mixto

Esta configuración de intercambio iónico, y algunas variaciones de esta, pueden ser muy eficaces para producir agua de alta pureza. Sin embargo, un factor crítico ha llevado a una variante de esta tecnología para el tratamiento de maquillaje en generadores de vapor de alta presión y algunos generadores de vapor de presión intermedia. El problema es que la mayoría de las aguas crudas tienen varios cientos de mg/l de cationes y aniones combinados. Cuando se introducen directamente en los sistemas de intercambio iónico, las resinas pueden agotarse en un período relativamente corto, a veces en horas. Una disposición típica tiene dos sistemas idénticos. Cuando uno se agota, el otro se pone en servicio, y las resinas SAC y SBA en el sistema agotado se regeneran con un ácido fuerte y una base fuerte, respectivamente. Sin embargo, las regeneraciones frecuentes son algo costosas y requieren que el personal de la planta trabaje con sustancias químicas peligrosas de manera regular. La tecnología de ósmosis inversa (OI) se ha vuelto muy común para la eliminación masiva de iones disueltos. Suplanta los recipientes de intercambio iónico SAC y SBA que se muestran en la Figura 4.27 y a menudo puede servir como el proceso de desmineralización independiente para calderas de presión intermedia. Los detalles de la ósmosis inversa también se cubren ampliamente en el Capítulo 3. 

En la industria de la energía, la RO de dos pasos ha reemplazado en muchos casos a los intercambiadores SAC y SBA. El tratamiento final se realiza luego con tecnología portátil de lecho mixto (MB), en donde un contratista suministra “botellas” MB que tienen conexiones simples al sistema. Cuando una botella se agota, el personal de la planta cambia a un sistema redundante y el contratista retira la botella agotada para regeneración de resina fuera del sitio. Un método de pulido alternativo es la electrodesionización continua (continuous electrodeionization, CEDI), que utiliza tanto la membrana como la tecnología de intercambio iónico para producir el maquillaje de alta pureza requerido. La resina de estos sistemas se regenera automáticamente y, por lo tanto, puede funcionar durante largos períodos sin mantenimiento.

Una forma de producción de agua de aporte que merece una breve mención es la evaporación. El agua cruda se evapora con calor residual y luego se condensa como producto. Los evaporadores eran comunes en plantas de servicios subcríticas más antiguas y permanecen en uso amplio para generadores de vapor marino.

CLAVES PARA UN TRATAMIENTO DE AGUA DE APORTE CONFIABLE PARA CALDERAS

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Química de condensado/agua de alimentación

Si bien se aplican varios principios generales al tratamiento de condensado/agua de alimentación y al control químico para todos los generadores de vapor, las variabilidades en el diseño del sistema influyen en programas específicos. Los generadores de vapor para la producción de energía pueden considerarse sistemas casi cerrados con el sistema de aporte que suministra agua y vapor fácilmente por pequeñas pérdidas. El ingreso de impurezas a menudo es nulo, a menos que provenga de una fuga en un condensador de superficie de vapor (u ocasionalmente de una alteración del sistema de aporte). En consecuencia, los objetivos primarios de tratamiento del agua de alimentación para estos sistemas implican minimizar tanto la corrosión general como la FAC de las tuberías de condensado de acero al carbono/agua de alimentación, los desaireadores, los economizadores y, para los HRSG de presión múltiple, el evaporador de baja presión. El control de la FAC requiere una mentalidad diferente con respecto a las concentraciones de oxígeno disuelto (D.O.) en el agua de alimentación, como se describirá. 

En el extremo opuesto del espectro se encuentran las instalaciones industriales en las que el vapor proporciona energía a múltiples intercambiadores de calor y luego se recupera como condensado para regresar a la caldera. Dependiendo de los procesos que utilizan el calentamiento por vapor, es posible una amplia variedad de contaminantes en el retorno del condensado. Estos pueden variar desde sales minerales hasta compuestos orgánicos y partículas generadas por la corrosión de las tuberías de retorno de condensado.

Las siguientes secciones se centran en dos problemas: la influencia del pH y la DO en la corrosión del sistema de agua de alimentación. El análisis incluye métodos actuales de última generación para el tratamiento del agua de alimentación.

Oxígeno disuelto

La corrosión por oxígeno del hierro y el acero dulce es un fenómeno que se ha observado durante siglos. El roce de las estructuras exteriores es un ejemplo clásico. 

Al principio, los químicos e ingenieros de la caldera desarrollaron métodos para minimizar el ingreso de aire a los generadores de vapor y eliminar el oxígeno disuelto en el condensado. Durante el funcionamiento normal, el oxígeno puede ingresar al sistema generador de vapor desde varias fuentes. Uno son los tanques de almacenamiento de condensado con ventilación atmosférica. Cuando una unidad necesita aporte, el agua de uno de estos tanques puede contener hasta 10 ppm de D.O. Un diseño de sistema común para extraer gran parte del D.O. introduce el aporte en el condensador para que el fuerte vacío haga que el oxígeno escape según la Ley de Henry, que establece que la concentración de equilibrio de un gas disuelto en líquidos es proporcional a la presión parcial del gas por encima del líquido. 

Sin embargo, también existe una vía para el ingreso de oxígeno en el condensador. Cuando el vapor de escape de la turbina se enfría en el condensador, el colapso drástico del volumen del vapor al líquido induce un fuerte vacío dentro de la carcasa del condensador. El aire exterior se introducirá incluso en las aberturas más pequeñas y en los puntos en las conexiones de tuberías al condensador. En consecuencia, la mayoría de los condensadores están equipados con un sistema de eliminación de aire para evitar que se acumulen gases, ya que el aire puede recubrir los tubos condensadores y causar una grave degradación de la transferencia de calor. Sin embargo, queda algo de oxígeno y se disuelve parcialmente en el condensado. El aire también puede ingresar condensado en el lado de succión de las bombas de descarga de condensado y de agua de alimentación. En grandes plantas industriales, el aire también puede infiltrarse en numerosos lugares alrededor de los intercambiadores de calor y en el sistema de retorno de condensado. 

A medida que la tecnología de generación de vapor evolucionó para la producción de energía y los procesos industriales, la influencia del oxígeno en la corrosión de las tuberías, los tubos del intercambiador de calor y otros componentes se hizo evidente rápidamente. Con frecuencia, el ataque de oxígeno se localiza, con fosas profundas que se forman en sitios de corrosión activa. Este tipo de corrosión es muy dañina y puede causar la falla de los economizadores, equipos desaireadores, tuberías de condensado, receptores de condensado y otros equipos. 

Durante muchos años, se pensó que todo el oxígeno disuelto debe eliminarse del agua de alimentación para minimizar la corrosión que se muestra en la Figura 4.28 y proteger cualquier aleación de cobre (más comúnmente tubos calentadores de agua de alimentación) en el sistema. En consecuencia, casi todos los sistemas generadores de vapor estaban equipados con un desaireador mecánico.

Los dos estilos comunes de desaireador son de tipo rociador y tipo bandeja, siendo este último más popular.

La solubilidad del oxígeno en agua disminuye en gran medida con el aumento de la temperatura, como se describe en el siguiente cuadro.

El condensado afluente hacia el desaireador se descarga a través de boquillas rociadoras y cascadas sobre conjuntos escalonados de bandejas, con vapor introducido desde debajo de las bandejas.

Los gases no condensables, principalmente el oxígeno, se liberan y se escapan a través de la ventilación del desaireador junto con una pequeña cantidad de vapor. El condensado se calienta a unos pocos grados de temperatura de saturación y se descarga en la sección de almacenamiento del desaireador. 

El área de superficie alta de las bandejas permite una rápida eliminación de oxígeno. La garantía de diseño típica para los desaireadores tipo bandeja es de 7 ppb de D.O. Un aumento en la concentración de D.O. en la muestra de salida del desaireador indica un problema dentro del compartimento del desaireador. Los problemas comunes incluyen:

• Bandejas desalineadas o faltantes
• Boquillas de pulverización dañadas o con mal funcionamiento
• Entrada de vapor restringida
• Configuración incorrecta de las ventilaciones del desaireador

Las secciones de almacenamiento de agua de alimentación deben ser lo suficientemente grandes como para contener al menos de 15 a 20 minutos de agua de alimentación a la máxima producción de vapor.

Algunos sistemas generadores de vapor pequeños pueden tener métodos de desaireación muy simples, como un rociador de vapor en la parte inferior del tambor de almacenamiento. La eliminación de oxígeno se correlaciona con la temperatura que se puede alcanzar en el recipiente.

Eliminadores de oxígeno/agentes reductores/pasivadores metálicos

Aunque un desaireador mecánico bien diseñado y operado puede reducir las concentraciones de DO a aproximadamente 7 ppb, en el pasado, este nivel aún se consideraba excesivo. Por lo tanto, en muchas plantas, el tratamiento químico complementó la desaireación mecánica. Estos productos químicos son eliminadores de oxígeno/agentes reductores, muchos de los cuales también son pasivadores metálicos. Los más comunes son:

• Sulfito (catalizado y sin catalizar)
• Eritorbato (también denominado ácido eritórbico [EA])
• Hidrazina
• Dietilhidroxilamina (DEHA)
• Carbohidrazida (CZ)
• Metiletilcetoxima (MEKO)
• Hidroquinona (HQ)

La lista se ordena generalmente por la cantidad de producto consumido por año, sin incluir la hidrazina, como se explicará. Un compuesto común es el sulfito de sodio (Na₂SO₃), ya que es adecuado para muchas calderas de hasta aproximadamente 600 psig de presión.

2Na ₂SO₃ + O₂ → 2NaSO ₄ | Eq. 4-5

Un punto de inyección típico es el tanque de almacenamiento del desaireador. El sulfito reacciona en un amplio rango de temperaturas, aunque, al igual que con todos los depuradores, las tasas de reacción aumentan con el aumento de la temperatura. El tiempo de reacción es importante. Un desaireador que funciona mal (especialmente con una pequeña sección de almacenamiento) puede permitir un ataque grave de oxígeno en las tuberías de agua de alimentación y los economizadores porque las reacciones de barrido no se completan antes de que el agua de alimentación llegue a la caldera. El sulfito a menudo incluye un catalizador de cobalto para acelerar las reacciones, aunque algunas investigaciones sugieren que el catalizador puede no ser completamente efectivo.

Por lo general, el sulfito se mide como un residuo en el agua de la caldera aunque a menudo se inyecta en el sistema de agua de alimentación. Un rango que una vez fue común fue de 30 a 60 ppm en calderas de baja presión, con niveles decrecientes a presiones de caldera más altas. Al no ser volátil, el sulfito permanece en el agua de la caldera y no escapa con vapor. El sulfito (y el eritorbato, descritos a continuación) no debe utilizarse en generadores de vapor que proporcionen agua de atemperación al vapor, ya que esto conducirá a la introducción directa de sólidos no volátiles en los sistemas de vapor y, lo más crítico, en las turbinas. Otro problema es la descomposición del sulfito. Algunas publicaciones sugieren que el sulfito puede emplearse a presiones de hasta 900 psi, pero a altas temperaturas en dichas calderas, el sulfito se descompone para producir sulfuro de hidrógeno (H₂S) y ácido. Estos productos pueden causar daños significativos al metal de la caldera. Un límite superior más práctico para el uso de sulfito es de 600 psi. El sulfito de sodio a menudo se selecciona como una sustancia química de disposición para calderas de baja presión, pero no se debe permitir que la solución entre en los sobrecalentadores, especialmente si no son drenables.

Eritorbato/ácido eritórbico (o el material de alimentación típico, eritorbato de sodio, C₆H₇NaO₆) es una alternativa no volátil aprobada por la FDA al sulfito. La reacción con oxígeno es compleja, pero las tasas de reacción son rápidas. El eritrorbato es un excelente pasivador para calderas de baja y media presión. Antes de continuar, se alienta al lector a revisar el Apéndice 4-2, que analiza la pasivación del metal y la función de estos productos químicos en ese proceso.

Para las calderas de alta presión y, más notablemente, las unidades de potencia, la hidrazina (N₂H₄) fue alguna vez el principal agente reductor/pasivante del agua de alimentación. Los productos de degradación de la hidrazina residual son el amoníaco y el agua, por lo que ni la hidrazina ni sus productos de descomposición introducen sólidos no volátiles en el agua de alimentación o el vapor. Por lo tanto, la sustancia química fue ideal para el tratamiento antes de cualquier despegue del atemperador de vapor. Sin embargo, la hidrazina ahora se usa rara vez, ya que se considera un carcinógeno. Hay químicos alternativos disponibles y se describen a continuación. 

La carbohidrazida (CH₆N₄O) se desarrolló como reemplazo directo de la hidrazina. A temperaturas elevadas en el sistema de agua de alimentación, se convierte en hidrazina. Debido al componente de carbono, los productos de descomposición de carbohidrazida incluyen CO₂ junto con el amoníaco que proviene de la descomposición del producto intermedio de hidrazina.

DEHA (dietilhidroxilamina, (C₂H₅)₂NOH)) es un eliminador volátil con propiedades neutralizantes de aminas y pasivación. El DEHA y los otros enumerados a continuación sirven como alternativas a la hidrazina. El DEHA es estable en calderas con una presión de hasta 1200 psi y, por lo tanto, ofrece protección al sistema de condensado de vapor, así como al agua de alimentación y a los tambores de la caldera. Sus productos de degradación inicial son dietilamina y etilmetilamina, ambas también neutralizantes de aminas. La descomposición térmica continua producirá nitrógeno, agua y pequeñas cantidades de ácido acético.

MEKO (metiletilcetomima, C₄H₉NO) es un agente reductor que se descompone en productos derivados de amoníaco y ácido orgánico a 1250 psi, por lo que no se utiliza ampliamente como alternativa a la hidrazina en la industria energética, sino que se utiliza en ciclos de vapor industriales, comerciales e institucionales. 

La hidroquinona (C₆H₆O₂) es un potente eliminador de oxígeno, pero es tóxica y debe manipularse con mucho cuidado. Actúa rápidamente y a veces se incluye con otras alternativas de hidrazina como catalizador para acelerar las reacciones con oxígeno. El producto de descomposición principal es el CO₂.

Como se describirá a la brevedad, ya no se recomiendan los depuradores de oxígeno debido a su influencia en la FAC para la mayoría de los sistemas generadores de vapor de energía.

Control del pH del agua de alimentación

El otro problema principal con respecto al control de corrosión del agua de alimentación es el pH, o más precisamente, el mantenimiento de una química moderadamente básica del agua de alimentación. Comenzaremos esta discusión examinando el control del pH en unidades de potencia de alta presión, seguido de un examen de generadores de vapor industriales donde un tratamiento menos riguroso del agua de aporte y a menudo un retorno de condensado grande tienen una mayor influencia.

En la industria energética, el método estándar para el control del pH del agua de alimentación ha sido la alimentación de amoníaco (NH₃).

NH₃ + H₂O �� de NH₄⁺ + OH^– | Eq. 4-6

La siguiente tabla describe las concentraciones de amoníaco que se correlacionan con el rango de valores de pH comunes en los sistemas de agua de alimentación.

Fuente: Referencia 5

La influencia del pH en la corrosión del acero al carbono se ilustra en un gráfico conocido de la década de 1970.

Es evidente que la tasa de corrosión disminuye con el aumento del pH, pero esto, a su vez, puede tener un fuerte impacto en los requisitos de alimentación de amoníaco. Por ejemplo, el rango recomendado de pH_25C del agua de alimentación para el tipo más común de HRSG es de 9,6 a 10,0. Esto requiere una concentración saludable de amoníaco, según la Tabla 4-2.

En las unidades de potencia, un punto de inyección de amoníaco común fue una vez el tanque de almacenamiento del desaireador o la succión de la bomba de alimentación de la caldera. Sin embargo, la comprensión de que todo el sistema de condensado/agua de alimentación se beneficia del control preciso del pH hizo que la alimentación en la descarga de la bomba de condensado fuera una opción popular. 

En las unidades convencionales de alta presión, gran parte del amoníaco permanece en el agua de la caldera, con solo una fracción transportada con vapor. Sin embargo, en los HRSG de presión múltiple, la mayor parte del amoníaco en el agua de alimentación que entra en el evaporador de baja presión se divide con el vapor y regresa al condensado. Este fenómeno puede influir en varios problemas químicos, incluida la corrosión acelerada por flujo, como se analizará en una sección posterior.

Control de pH de retorno de condensado industrial

El control químico de los complejos sistemas industriales de retorno de condensado puede ser un desafío. Un problema común es la depresión del pH por el arrastre de dióxido de carbono en el vapor. 

En consecuencia, la inyección de aminas alcalinizantes a los sistemas de condensado se emplea frecuentemente para minimizar la corrosión en las tuberías de acero al carbono. La sustancia química o mezcla de sustancias químicas no solo protege el condensado, también es transportado por el sistema. La siguiente figura enumera varias de las aminas alcalinizantes más comunes.

Los tres aspectos clave de las aminas pueden resumirse como las tres “D”.

• Disociación: La disociación es la resistencia de la base definida por la constante de disociación _kb . Para la reacción de amoníaco que se muestra en la Ecuación 4-6 anterior, k_b es:

k_b = [NH₄⁺] * [OH^–] / [NH₃]

Esta ecuación es similar para las aminas alcalinizantes. Los valores más altos de K_b (consulte la Tabla 4-3 a continuación) indican una mayor básicoidad de los productos. La base es variable con la temperatura, por lo que este aspecto debe tenerse en cuenta al diseñar programas químicos. 

• Distribución: La distribución es la relación de la amina que permanece en el agua de la caldera y la que ingresa al vapor. Según el diseño de generación de vapor, se puede formular una mezcla de aminas para establecer las relaciones deseadas. La relación de distribución varía con la temperatura.

• Descomposición: Las aminas alcalinizantes se descomponen a altas temperaturas. La descomposición se hace particularmente notable en aplicaciones de alta presión, como calderas de servicios públicos. Un producto de descomposición común es el ácido acético, un ácido orgánico de cadena pequeña. El debate ha circulado durante muchos años sobre si el acetato y un compuesto orgánico aún más pequeño, el ácido fórmico, inician la corrosión en las palas de la turbina. La evidencia sugiere que dicha corrosión no es una preocupación importante, pero la presencia de ácidos acéticos y fórmicos en el condensado influye en las lecturas de conductividad. El proceso de descomposición puede establecer una situación de “Enganche 22”, donde los productos de descomposición reducen el pH de condensado, lo que resulta en un aumento de la alimentación de aminas alcalinizantes que a su vez genera más ácido.

Es necesaria una evaluación cuidadosa de las condiciones de funcionamiento y diseño del sistema generador de vapor y de retorno de condensado al seleccionar la mezcla de aminas o aminas más adecuada. Una consideración importante es la presencia de aleaciones de cobre en la red. Dichas aleaciones fueron una opción común para los tubos del intercambiador de calor debido a las excelentes propiedades de transferencia de calor, pero la presencia de amoniaco y oxígeno puede causar corrosión grave del cobre. Otras consideraciones se centran en la eficacia de algunos de los compuestos. Por ejemplo, una vez que la morfolina se utiliza comúnmente ha perdido el favor porque el peso molecular relativamente alto y la básicoidad más débil (frente a las otras aminas) influyen en la rentabilidad. 

La alimentación de aminas directamente a los cabezales de vapor suele ser el mejor enfoque desde el punto de vista técnico; sin embargo, la alimentación a estas ubicaciones requiere la instalación y el mantenimiento de bombas de alta presión y plumas de inyección. Un punto de inyección alternativo común es el sistema de agua de alimentación de la caldera, aunque una desventaja es que algunos de los productos químicos frescos, particularmente aquellos con menores volatilidades, se pierden en la purga de la caldera.

La combinación de amoníaco o alimentación de aminas neutralizantes junto con un agente depurador/reductor de oxígeno volátil se conoce como reducción de tratamiento totalmente volátil (AVT(R)).

Corrosión acelerada por flujo

Durante muchos años, una mentalidad casi universal era que incluso el rastro más mínimo de oxígeno disuelto en el agua de alimentación de las unidades generadoras de vapor era perjudicial. Esta suposición fue especialmente cierta en la industria de la energía. Cuando las tuberías de acero al carbono, los tubos y otros equipos generadores de vapor se ponen en servicio, las superficies metálicas desarrollan una capa de óxido, cuya química general se muestra por las reacciones fundamentales de Schikorr. 

Fe + 2H ₂O → Fe(OH)₂ + H₂

3Fe (OH)₂ → Fe₃O₄ + 2H ₂O + H₂↑

Fe₃O₄ es la capa de óxido familiar, magnetita, que es de color gris-negro.

La capa de magnetita protege el acero subyacente de la corrosión; sin embargo, el oxígeno en el agua de alimentación convertirá la magnetita en óxido no protector (Fe₂O₃). Si bien muchos consideran los agentes reductores descritos anteriormente principalmente como eliminadores de oxígeno, una función principal es convertir Fe₂O₃ en Fe₃O₄ pasivo. Por lo tanto, el nombre de pasivadores metálicos. Para aquellos sistemas generadores de vapor que aún tienen aleaciones de cobre en la red de agua de alimentación, estos metales forman una capa protectora inicial de óxido cuproso (Cu₂O). El oxígeno disuelto convertirá esta capa en óxido cúprico (CuO), que no protege. Los agentes reductores también convierten el cobre oxidado nuevamente a un estado pasivo. Como se explicará en breve, en la industria energética, la presencia o ausencia de cobre en el sistema de condensado/agua de alimentación influye significativamente en la elección del programa de tratamiento de agua de alimentación.

Los cimientos de la química de AVT(R) recibieron una fuerte sacudida en 1986, por “En 9 de diciembre de ese año, un codo en el sistema de condensado se rompió en la central eléctrica nuclear Surry [cerca de Williamsburg, Virginia]. La falla causó cuatro muertes y decenas de millones de dólares en costos de reparación y pérdida de ingresos”. Los investigadores aprendieron de ese accidente, y de otros desde entonces, que el ambiente reductor producido por los eliminadores de oxígeno es el ingrediente principal para la FAC monofásica del acero al carbono. El ataque ocurre en perturbaciones de flujo como codos en tuberías de agua de alimentación y economizadores, drenajes de calentadores de agua de alimentación, ubicaciones aguas abajo de válvulas y accesorios reductores, tuberías de atemperador; y, más notablemente para HRSG de ciclo combinado, en evaporadores de baja presión, donde los tubos de pared de agua, también conocidos como arpas, tienen muchos codos de radio corto. De hecho, la FAC es típicamente el mecanismo de corrosión líder en los HRSG. Tenga en cuenta que estas ubicaciones corresponden a la influencia de la temperatura que se muestra en la Figura 4.32.

La pérdida gradual de metales ocurre en las ubicaciones de la FAC, como se ilustra en la figura a continuación.

El entorno reductor acentúa la disolución del metal. El adelgazamiento de la pared avanza hasta que el material restante en la ubicación afectada ya no puede soportar la presión del proceso, con una falla repentina como resultado final.

El alejamiento del tratamiento del agua de alimentación de AVT(R) para las unidades de potencia comenzó en Europa y Rusia a fines de la década de 1960 y principios de la década de 1970. Los investigadores y químicos de plantas de energía supercríticas descubrieron que en el agua de alimentación de alta pureza (conductividad catiónica ≤0,15 μS/cm), la inyección deliberada de una pequeña cantidad de oxígeno (para establecer una concentración de DO de 50–300 ppb) y la eliminación de la alimentación depuradora de oxígeno harían que la capa de magnetita en las superficies de acero al carbono se intercalara y recubriera con una capa de óxido diferente, conocida diversas veces como α-hematita y hidrato de óxido férrico. Con química rigurosamente mantenida, este óxido forma una unión mucho más estrecha que la magnetita y minimiza en gran medida la FAC. El programa, y sus variaciones, obtuvo el nombre de tratamiento oxigenado (OT) y se adoptó como reemplazo de AVT(R) en muchas unidades supercríticas de todo el mundo, aunque es inaceptable para las unidades con calentadores de agua de alimentación tubulares de aleación de cobre, ya que la combinación de oxígeno y amoníaco causará corrosión grave de la aleación de cobre.

Posteriormente, EPRI desarrolló un programa para reemplazar AVT(R) para unidades de tambor con AVT(O), que significa oxidación de tratamiento totalmente volátil. Si el sistema de condensado/agua de alimentación no contiene aleaciones de cobre (lo cual es cierto para prácticamente todos los HRSG modernos), entonces no se recomienda AVT(R). En resumen, con la química de AVT(O), al igual que con la TO, se elimina la alimentación del depurador de oxígeno. Se requiere una pequeña concentración residual (5 a 30 partes por mil millones [ppb] de oxígeno disuelto) en la entrada del economizador. El amoníaco o una mezcla de amoníaco/amina neutralizante aún se utiliza para el control del pH. El condensado de alta pureza (conductividad catiónica ≤0,2 μS/cm) es un requisito para AVT(O), pero cuando se establecen las condiciones adecuadas, la magnetita se superpone e intercala con la α-hematita de unión más estrecha. La capa es notable por su color rojo distintivo.

OT y AVT(O) han demostrado ser tan exitosos que organizaciones de investigación como EPRI y otras recomiendan enfáticamente eliminar los eliminadores de oxígeno en todos los generadores de vapor de energía, a menos que el sistema de agua de alimentación contenga aleaciones de cobre. 

Algunos equipos generadores de vapor, incluidos los desaireadores y, en particular, los evaporadores de baja presión HRSG de FFLP, han sufrido FAC de dos fases. El problema surge en estos recipientes, especialmente en los HRSG FFLP, porque el amoníaco que ingresa al evaporador de baja presión parpadea con vapor. Esto deja gotitas que circulan rápidamente con un pH más bajo en la sección superior del tambor, lo que induce corrosión, de ahí el nombre FAC de dos fases. Un método que ha surgido para contrarrestar la FAC de dos fases es mezclar una amina alcalinizante con la alimentación de amoníaco, donde la amina permanece detrás para mantener un pH elevado de las gotas de agua. Una mezcla 90/10 de amoníaco y etanolamina es popular. Incluso esta relación inducirá un ligero aumento en la conductividad del vapor y del catión condensado a partir de la descomposición de las aminas. Este efecto a veces ha causado dificultades con la puesta en marcha de nuevas unidades, donde el fabricante de la turbina insiste en una conductividad catiónica ≤0,2 μS/cm.

Productos de filtrado de películas

Desde hace mucho tiempo se reconoce que algunos compuestos pueden formar una barrera protectora en las superficies metálicas y minimizar potencialmente la corrosión. Hace décadas, se intentó filmar la química de las aminas en generadores de vapor, y un compuesto común fue la octadecilamina (C₁₈H₃₉N, ODA). El grupo de aminas se une a la superficie metálica, y la “cola” orgánica hidrófoba se extiende hacia el fluido para proteger el metal.

Sin embargo, el control deficiente y la falta de conocimiento detallado a menudo condujeron a problemas con las aplicaciones de ODA, incluida la formación de “esferoides gelatinosos” o “bolas troqueladas”, en la vernacular común, que ensuciaba los generadores de vapor. 

Se han desarrollado sustancias formadoras de película (film-forming substances, FFS) más avanzadas de aminas y no aminas. La mayoría de estos productos funcionan mejor en condiciones levemente básicas, por lo que aún se requiere amoníaco o alimentación de aminas alcalinizantes. Sin embargo, la alimentación de FFS no está vinculada al control de pH o CO₂; en cambio, la concentración del producto se basa en la concentración residual que mejor protege las superficies metálicas. El monitoreo regular del hierro puede ser muy importante para evaluar y ajustar los programas. Algunos productos en realidad causarán la disolución parcial de óxidos de hierro durante la aplicación inicial, lo que a veces puede suponerse falsamente que es una corrosión importante. 

ADMINISTRACIONES DE FORMACIÓN DE PELÍCULAS: TECNOLOGÍA INNOVADORA DE TRATAMIENTO DE CALDERAS PARA LA INDUSTRIA DE LA REFINACIÓN

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Tratamiento interno del agua de la caldera

A medida que las calderas de vapor se volvieron comunes para aplicaciones industriales de energía y calefacción y locomoción ferroviaria en el siglo XIX, las explosiones de calderas por sobrecalentamiento fueron sucesos regulares. La evidencia indicaba claramente que las calderas que funcionaban con agua de aporte suavizada tenían menos fallas y requerían limpiezas menos frecuentes. Sin embargo, también fue evidente que se requería tratamiento interno del agua de la caldera, especialmente a medida que aumentaban las presiones y el tamaño de la caldera, particularmente en la industria energética.

Durante esta fase evolutiva de mejoras en el agua de aporte, se produjo una variedad de depósitos, dependiendo de las impurezas presentes. Estos compuestos incluyeron:

• Carbonato de calcio (CaCO₃) 
• Sulfato de calcio (CaSO₄) 
• Hidróxido de magnesio [Mg(OH)₂] 
• Silicato de magnesio (MgSiO₃) 
• Fosfato de magnesio [Mg₃(PO₄)₂], 
• Sílice (cuarzo SiO₂)
• Óxidos metálicos, más notablemente hierro, pero también cobre y, en ocasiones, aluminio 
• Sales de sodio, incluidos cloruro y sulfato 
• Compuestos carbonáceos 

A continuación se muestran dos de las reacciones formadoras de incrustaciones más frecuentes.

Ca²⁺ + 2HCO ₃^– → CaCO₃↓ + CO₂ + H₂O | Eq. 4-7

Mg²⁺ (o Ca²⁺) + SiO₃^-2 → CaSiO₃↓ (o MgSiO₃↓) | Eq. 4-8

Estas reacciones siguen afectando a los generadores de vapor en los tiempos modernos, especialmente cuando los sistemas de tratamiento de agua de aporte funcionan mal u ocurre otra contaminación.

La deposición reduce la transferencia de calor, lo que a su vez requiere un mayor encendido de combustible para producir el vapor necesario. Lo que es más importante, los depósitos pueden causar el sobrecalentamiento de los tubos y fallas posteriores. La Figura 4.41 ilustra los efectos de la formación de incrustaciones en las temperaturas de la pared del tubo.

La composición de la escala influye en las propiedades aislantes, como se ilustra en la figura a continuación.

Las temperaturas elevadas de los tubos también pueden inducir la “goteo”, donde los granos metálicos expuestos a altas temperaturas a largo plazo comienzan a deslizarse con el tiempo, lo que resulta en irregularidades dentro de la estructura metálica. La composición metálica, el grosor de la pared y otras propiedades están diseñados para la vida útil proyectada de la unidad. Pero el sobrecalentamiento causado por la formación de incrustaciones u otras causas puede acelerar la fluencia, lo que acorta la vida útil del metal. Para exacerbar aún más este problema, la deposición suele ser mayor en el lado caliente de los tubos. La deposición pesada de un malestar grave puede inducir un sobrecalentamiento a corto plazo y una falla rápida.

El Apéndice 4-3 describe las temperaturas máximas de funcionamiento de los aceros comunes de los tubos de calderas y proporciona la composición de varios de estos materiales junto con descripciones breves de los beneficios de la aleación.

Los primeros métodos de tratamiento para combatir la formación de incrustaciones incluyeron el vertido de cáscaras de papa o aserrín en la caldera, como algunos de los compuestos orgánicos, es decir, taninos y ligninas, en estos materiales naturales secuestran iones de dureza. Más métodos de tratamiento científico han evolucionado y se explorarán más adelante en este capítulo.

Los factores mecánicos que pueden influir en la fluencia y otras propiedades metálicas incluyen:

• Funcionamiento de la caldera por encima de la capacidad máxima normal.
• Tasas de rampa excesivas al aumentar la carga de la caldera.
• Entrada excesiva de calor en áreas localizadas. Los quemadores desalineados son una causa principal.
• Flujo desequilibrado o restringido en algunos tubos.

Control del pH

El otro problema principal, entonces y ahora, es mantener un pH básico en el agua de la caldera. El hierro es un metal anfotérico, lo que significa que las tasas de corrosión aumentan a un pH bajo y alto.

En la década de 1930, el tratamiento del agua de la caldera con fosfato trisódico (Na₃PO₄) evolucionó para generar condiciones alcalinas y minimizar la corrosión general según la figura anterior.

Na₃PO₄ + H₂O �� de Na₂HPO₄ + NaOH | Eq. 4-9

Volveremos a este análisis bioquímico en breve. La segunda función principal del fosfato es mitigar los efectos de la filtración de contaminantes, que, en los primeros días (y a veces incluso ahora, especialmente en generadores de vapor industriales), a menudo provinieron de un mal tratamiento del agua de aporte que permitió que la dureza ingresara a la caldera y formara los depósitos tenaces representados en las Ecuaciones 4-7 y 4-8. El fosfato reacciona directamente con el calcio para producir hidroxiapatita de calcio:

10Ca ⁺² + 6PO ₄^-3 + 2OH ^– → 3Ca ₃(PO₄)₂•Ca(OH)₂↓| Eq. 4-10

El magnesio y la sílice reaccionan con la alcalinidad del hidróxido producida por el fosfato para formar la serpentina de lodo no adherente:

3Mg ⁺² + 2SiO ₃^– + 2OH ^– → 3MgO •2SiO₂•2H₂O↓ | Eq. 4-11

La hidroxiapatita de calcio y la serpentina son mucho más fáciles de eliminar que la escala dura que se formaría de otro modo. Estos lodos generalmente se asientan en el tambor de lodo o en los cabezales inferiores de los que se extraen mediante purga.

En las primeras calderas de baja presión, un rango común de concentración de fosfato fue de 20 a 40 ppm. Sin embargo, a medida que la tecnología avanzaba y aumentaban las presiones de las calderas, la perforación y la fragilidad cáusticas se volvieron problemáticas.

Estas fallas ocurren típicamente debajo de los depósitos del tubo de la caldera. 

El agua penetra el depósito a través de varios canales. A medida que el agua se acerca a la superficie del tubo, las temperaturas aumentan. El agua hierve y deja atrás a otras especies. Este fenómeno se conoce como hervor de mecha. El hidróxido de sodio es una especie que puede permanecer, y las concentraciones pueden aumentar a niveles muchas veces mayores que en el agua de la caldera a granel. El NaOH concentrado ataca el metal de la caldera y la película protectora de magnetita a través de las siguientes reacciones:

Fe + 2NaOH → Na₂FeO₂ + H₂↑| Eq. 4-12

Fe₃O₄ + 4NaOH → 2NaFeO ₂ + Na₂FeO₂ + 2H ₂O | Eq. 4-13

Por lo tanto, para las calderas de alta presión, particularmente, surgieron programas de tratamiento de agua “mejorados” para llevar el orden al control de la corrosión y la deposición. Desafortunadamente, algunas de las modificaciones fueron menos que ideales, como veremos. 

La evolución del tratamiento del agua de la caldera eléctrica

Esta sección se centra en la evolución del tratamiento del agua para calderas de alta presión (>900 psi) utilizadas para la generación de energía. En gran medida, la química de la caldera eléctrica, después de algunos giros y vueltas, se ha asentado. En parte, esto se debe al desarrollo de sistemas confiables de aporte de alta pureza y porque el escape de la turbina de vapor suele ser la única fuente de retorno de condensado. Este análisis también proporciona una buena introducción a los métodos de tratamiento para generadores de vapor industriales de baja presión. 

Como la tecnología para generar vapor de alta presión para producir electricidad avanzó en el último siglo, también lo hicieron los métodos para producir maquillaje de alta pureza, como se ha observado. Los métodos mejorados incluyeron la desmineralización por intercambio iónico, que desde entonces, en gran medida, se ha transformado en filtración por ósmosis inversa en combinación con pulido por intercambio iónico. Los sistemas modernos pueden producir maquillaje excepcionalmente limpio para cumplir con las siguientes pautas recomendadas.

• Sodio: ≤2 ppb
• Sílice: ≤10 ppb
• Conductividad específica: ≤0,1 μS/cm

Los generadores de vapor de servicios públicos son (generalmente) sistemas casi cerrados con requisitos de composición modestos. Si el ingreso de contaminantes fuera imposible, los programas de tratamiento interno serían relativamente simples. Lamentablemente, este no siempre es el caso. Lo más notable es el potencial de ingreso de impurezas desde un tubo o tubos con fugas en un condensador de vapor enfriado por agua. El Capítulo 7 proporciona detalles sobre la química y las aplicaciones del agua de enfriamiento, pero como punto de énfasis aquí, el agua de enfriamiento de un lago o río generalmente contiene varios cientos de ppm de cationes y aniones, principalmente calcio, sodio, magnesio, bicarbonato, cloruro, sílice y sulfato, así como otras impurezas, incluidos los sólidos suspendidos. Las concentraciones se multiplican si el agua “se acumula” en una torre de enfriamiento. Una fuga en el tubo condensador introduce estos contaminantes directamente en el condensado de alta pureza. 

Son posibles numerosas reacciones si las impurezas llegan a la caldera, como se ha demostrado en ecuaciones anteriores. Sin embargo, el problema más problemático en muchos casos está representado por la siguiente ecuación.

MgCl₂ + 2H ₂O → Mg(OH)₂↓ + 2HCl| Eq. 4-14

Un producto de esta reacción es el ácido clorhídrico (HCl). Si bien el HCl puede causar corrosión general en sí mismo, el compuesto se concentrará bajo depósitos donde la reacción del ácido con hierro genera hidrógeno, lo que, a su vez, puede provocar daños por hidrógeno en los tubos. En este mecanismo, el hidrógeno atómico penetra en la pared metálica y luego reacciona con átomos de carbono en el acero para generar metano (CH₄):

4H + Fe₃C → 3Fe + CH₄↑| Eq. 4-15

La formación de las moléculas gaseosas de metano e hidrógeno induce el agrietamiento en el acero, debilitando en gran medida su resistencia. El daño por hidrógeno es muy problemático porque no se puede detectar fácilmente. Después de que se hayan producido daños por hidrógeno, el personal de la planta puede reemplazar los tubos solo para detectar que otros tubos continúan rompiéndose.

El potencial de ingreso de impurezas y formación de ácido como se ilustra en la Ecuación 4-14 requiere la neutralización de la alcalinidad en las calderas de tambor para mitigar el ataque de ácido y el daño por hidrógeno. Como se describe a continuación, los programas de fosfato evolucionaron para cumplir con este propósito, pero también para proteger contra el daño cáustico. La química ha evolucionado a lo largo de muchas décadas.

Sorprendentemente, dada la discusión sobre el ataque cáustico anterior, un programa alternativo que se ha adoptado en algunas instalaciones es el reemplazo del fosfato por cáustico. Dicha química requiere una planificación cuidadosa.

LOS RETOS DEL TRATAMIENTO DE AGUA DE CALDERAS INDUSTRIALES

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Evolución del tratamiento con fosfato

Como se ha observado, los programas tempranos de fosfato con altas concentraciones de fosfato indujeron el machuelo cáustico en los tubos de la caldera. En consecuencia, los químicos comenzaron a refinar el tratamiento con fosfato para prevenir el ataque cáustico. Uno de los principales programas que surgió de este esfuerzo fue el tratamiento coordinado con fosfato. Como se evidencia a partir de su fórmula química, la relación molar de sodio a fosfato en fosfato trisódico es de 3 a 1. En un programa de fosfato coordinado, se agrega suficiente fosfato disódico para mantener una relación Na/PO₄ entre 2,8 y 2,2 a 1. El Na₂HPO₄ suplementario desplaza el equilibrio de la Ecuación 4-9, que se muestra nuevamente a continuación, hacia la izquierda, lo que reduce la concentración de cáustico libre.

Na₃PO₄ + H₂O �� de Na₂HPO₄ + NaOH | Repetición de Eq. 4-9

Aunque el tratamiento coordinado fue un refinamiento significativo de los programas de fosfato, la evolución no se detuvo allí. Los investigadores descubrieron un aspecto muy importante de los fosfatos de sodio; son inversamente solubles a temperaturas superiores a aproximadamente 250 °F, y más allá de esta temperatura comenzarán a precipitarse (ocultarse) en las paredes del tubo de la caldera. 

A las temperaturas típicas (600 °F o más) de los modernos generadores de vapor de alta presión, los fosfatos de sodio son solo ligeramente solubles y la mayoría de los químicos se precipitan en los componentes internos de la caldera. Investigaciones adicionales indicaron que los precipitados en programas coordinados típicamente contenían una relación sodio-fosfato más baja que la del agua de la caldera a granel, lo que influyó en la química, como veremos. Estos descubrimientos desencadenaron una modificación del tratamiento coordinado al congruente en función de la evidencia que sugirió que la relación Na:PO₄ de los depósitos de fosfato estaba entre 2,3 y 2,6 a 1. Este cociente se seleccionó para las nuevas pautas de tratamiento, por lo que cualquier fosfato que saliera de la solución precipitaría “congruentemente” y no afectaría la química. 

A medida que las capacidades de química analítica mejoraron y los químicos de los servicios públicos comenzaron a hacer un seguimiento más minucioso de la química, los datos mostraron claramente que las concentraciones de fosfato de agua a granel de carga completa a menudo caerían muy por debajo de 1 ppm, especialmente en calderas que operan a 2000 psi y más. El ocultamiento agota el agua de la caldera del químico diseñado para controlar la incrustación y la corrosión. 

Los investigadores también descubrieron que los compuestos de fosfato a menudo precipitaban de manera incongruente, con relaciones molares de depósito de sodio a fosfato de 2 a 1 o incluso más bajas. El escondite puede estar en su peor momento en una unidad de ciclo. Considere una caldera con carga baja con tratamiento con fosfato. A medida que aumenta la carga y aumentan los flujos de calor, aumenta la deposición de fosfato de sodio. Debido a la precipitación incongruente, la relación Na:PO₄ del fosfato restante en la solución aumenta, lo que aumenta el pH del agua a granel. Luego, el químico puede agregar una mezcla de di-/tri-sódico para aumentar la concentración de fosfato y reducir el pH, pero este fosfato también se oculta. Cuando se reduce la carga de la caldera, la situación se revierte y el fosfato precipitado se vuelve a disolver. Sin embargo, en este caso, los depósitos de fosfato de sodio, que tienen una relación Na:PO₄ baja, impulsan el pH hacia abajo a medida que vuelven a la solución. El tratamiento coordinado o congruente con fosfato puede ser imposible de controlar en calderas que exhiben escondite. 

Las investigaciones también han demostrado que los depósitos de baja relación sodio-fosfato inducen un fenómeno conocido como corrosión por fosfato ácido, que ataca directamente al metal de la caldera. Ahora se sospecha que este mecanismo es responsable de muchos daños en el tubo de la caldera que anteriormente se creía que habían sido causados por un ataque cáustico. Los análisis indican que los fosfatos de sodio forman un complejo de sodio-hierro-fosfato con la capa de magnetita, como un compuesto conocido como maracita. 

Según estos descubrimientos, la siguiente lista describe pautas importantes para el tratamiento con fosfato, según lo recopila una importante organización internacional asociada con la industria energética. Hay menos consenso entre otras industrias, como amoníaco, refinerías, etileno y otras plantas petroquímicas. Algunas de estas otras industrias siguen ejecutando programas congruentes. 

• El fosfato trisódico es la única especie de fosfato recomendada. Esto reduce el potencial de depósito de fosfato ácido. Sin embargo, la concentración cáustica libre no debe exceder 1 ppm para minimizar la posibilidad de corrosión cáustica por depósito insuficiente. Hay programas informáticos disponibles, incluso en formato de hoja de cálculo, para optimizar la química del fosfato de agua de la caldera y reducir las posibilidades de fosfato ácido o corrosión cáustica. 

• Rango de concentración de TSP recomendado de 0,3 a 2,4 ppm. El rango es bajo para minimizar el escondite, pero se requieren algunos residuos en caso de una fuga en el tubo condensador u otro ingreso de contaminantes. Debido a que los sistemas de tratamiento de agua de aporte producen agua de alta pureza, la función principal del TSP en la caldera es el control del pH, e incluso una ligera concentración lo hará. Los rangos de pH recomendados varían modestamente según el diseño de la caldera, pero generalmente están dentro de un rango de 9,2 a 9,8.

• Debido a que la baja concentración de fosfato proporciona protección limitada contra una fuga en el tubo condensador, la unidad debe desconectarse cuando se detecta una alteración y se corrige la condición de alteración. 

El problema del ocultamiento del fosfato llevó al desarrollo de alimentación cáustica recta como tratamiento alternativo para las unidades de tambor de alta presión. Sin embargo, se necesita un monitoreo y un control muy cuidadosos de esta química para evitar un ataque cáustico por depósito insuficiente. De manera similar a las condiciones descritas en la viñeta n.o 1 anterior, la concentración de hidróxido de sodio libre en programas cáusticos rectos debe limitarse a 1 ppm para proteger los componentes internos de la caldera.

Métodos de tratamiento interno para generadores de vapor industriales

Aunque los generadores de vapor industriales generalmente operan a presiones y temperaturas más bajas que las calderas de servicios públicos, la elección del tratamiento interno a menudo puede ser más compleja. Un factor de influencia se refiere a la pureza del agua de aporte, y un ejemplo común proviene de aquellas unidades en las que el ablandamiento de sodio es el método de tratamiento de aporte primario sin equipo adicional para la eliminación de la alcalinidad. Las calderas de baja y media presión a menudo solo necesitan la alcalinidad presente en el agua de alimentación para proporcionar la base necesaria para la química interna. Sin embargo, a veces se requiere alcalinidad adicional. Dos constructores de alcalinidad comunes son el hidróxido de sodio y el hidróxido de potasio (KOH) para calderas <600 psi. Estos álcalis a menudo se mezclan en formulaciones químicas de agua de caldera a concentraciones adecuadas para las presiones objetivo de la caldera. El hidróxido de potasio a veces se selecciona debido a las propiedades de mezcla favorables. El hidróxido de potasio también tiene un punto de congelación más bajo que el hidróxido de sodio en concentraciones comerciales. La seguridad es una preocupación importante al manipular estos productos químicos, especialmente si se alimentan por separado y no se mezclan con otros productos químicos de tratamiento. 

A menudo se requieren tratamientos adicionales para prevenir la formación de incrustaciones o la contaminación por impurezas. A continuación, se presenta un resumen de la evolución del tratamiento y los factores influyentes.

• Las presiones de la caldera aumentaron de 10 a 20 psi a mediados de la década de 1800 a 200 psi y más en la década de 1920. 
• Las patentes se emitieron en 1857 para ligninas y taninos como tratamientos de calderas, en 1863 para fosfato disódico y en 1887 para fosfato trisódico. 
• Los fosfatos se aceptaron ampliamente en la década de 1930 como reemplazo de programas anteriores menos basados en la ciencia. 
• Las combinaciones de fosfato/polímero surgieron en la década de 1950, y un componente clave fueron los dispersantes de acrilato que redujeron la producción de lodo.
• Los quelantes entraron en uso en la década de 1960 y a menudo se combinaban con dispersantes de acrilato tales como PAA (ácido poliacrílico) o AMPS (ácido sulfónico 2-acrilamido-2-metilpropano). Estos eran programas de solubilización y podían proporcionar calderas muy limpias, pero los quelantes pueden inducir una corrosión significativa si no se aplican correctamente.
• Los programas de todos los polímeros se han vuelto populares para muchas aplicaciones. También pueden causar corrosión sin un control cuidadoso, pero es menos probable que induzcan corrosión que los quelantes.

La siguiente discusión describe en mayor detalle la progresión de los programas de tratamiento y sugiere la planificación cuidadosa necesaria al seleccionar un programa.

Programas de tratamiento con carbonatos 

Un método de tratamiento temprano para generadores de vapor, especialmente para unidades con altas concentraciones de dureza del agua de alimentación (>60 ppm de calcio), los programas de carbonato en realidad indujeron precipitación. Estos programas se han reemplazado casi por completo con química más avanzada, pero aún pueden encontrarse ocasionalmente. Los sitios remotos (a menudo temporales) de extracción de minerales o petróleo a veces tienen calderas sin ningún tratamiento de agua de aporte, por lo que la deposición se producirá por la fuerza.

Los programas de inducción de depósitos precipitan preferentemente el calcio como carbonato de calcio y el magnesio como hidróxido de magnesio o silicato de magnesio. La incrustación de sulfato de calcio puede minimizarse proporcionando suficiente ceniza de soda (Na₂CO₃) para reaccionar con cualquier sulfato de calcio que ingrese a la caldera a través del aporte.

CaSO₄ + Na₂CO₃ → CaCO₃↓ + Na₂SO₄ | Eq. 4-16

Más tarde se aprendió que el fosfato ayuda a las reacciones de precipitación preferenciales.

Ventajas y desventajas de los programas de precipitación

Programas de fosfato y fosfato-polímero

Las aplicaciones de fosfatos para el tratamiento de agua de calderas de alta presión se describieron anteriormente, pero pueden ser aún más importantes para las calderas de baja presión, especialmente si hay dureza. Como se señaló, el fosfato y la alcalinidad producida por su reacción con agua, con la química correcta, reaccionarán con dureza para generar precipitados relativamente no adherentes de calcio y magnesio que salen en la purga de la caldera. 

Los donantes de fosfato para tales programas son típicamente compuestos del ion ortofosfato PO₄^-3, generados a partir de fosfato tri y disódico, o tal vez un polifosfato tal como hexametafosfato de sodio o tripolifosfato de sodio cristalino/pirofosfato tetrasódico. Estos últimos compuestos se descomponen en ortofosfato en la caldera.

Los programas modernos de fosfato para calderas industriales a menudo incluyen agentes acondicionadores de polímeros, desarrollados por primera vez en las décadas de 1950 y 1960, para mejorar la eliminación de depósitos a través de la purga de la caldera. Los polímeros funcionan alterando la estructura cristalina y aumentando la solubilidad de los compuestos que se precipitan del tratamiento con fosfato. En la siguiente sección se proporcionan detalles adicionales sobre estos polímeros. Un aspecto muy importante de algunos polímeros es su capacidad para mantener los productos de corrosión con óxido de hierro en suspensión, que luego pueden eliminarse mediante purga. Como se mencionó anteriormente, un problema que a menudo afecta a las calderas industriales, y a veces a las calderas de servicios públicos, es el transporte de productos de retorno de condensado y corrosión del agua de alimentación, generalmente óxidos de hierro, a la caldera, con posterior depósito en los componentes internos de la caldera. 

El monitoreo y control de la alimentación de fosfato y las concentraciones residuales de agua de la caldera es sencillo con la ayuda de instrumentación continua en línea y de toma de muestras. Los análisis de muestras tomadas para concentraciones de fosfato filtradas y no filtradas pueden ayudar a solucionar problemas de química durante condiciones molestas. También hay métodos analíticos disponibles para monitorear las concentraciones de aditivos poliméricos.

La alimentación de una formulación de fosfato/polímero corriente arriba de la caldera, tal vez incluso tan atrás como el tanque de almacenamiento del desaireador, maximizará el tiempo de reacción. Sin embargo, esta disposición no es aceptable si se utiliza un chorro de agua de alimentación para la atenuación del vapor. La inyección de compuestos no volátiles directamente en el vapor puede dañar los sobrecalentadores y las turbinas.

Ventajas y desventajas de los programas de fosfato/polímero

Programas totalmente de polímeros

Los programas de todos los polímeros se desarrollaron hace varias décadas con el objetivo de mantener la limpieza del tubo de la caldera de manera similar a los programas quelantes, pero sin el potencial de corrosión del quelante. Normalmente están diseñados para sistemas con agua de alimentación de baja dureza (<1,0 ppm de calcio) y un rango de presión <900. Como indica el nombre del polímero total, la química no contiene fosfatos inorgánicos ni otros álcalis. Los programas bien diseñados han brindado un rendimiento excepcional con un menor riesgo de corrosión. El control exitoso de depósitos implica varios mecanismos interrelacionados, incluido el secuestro; la dispersión para mantener precipitados muy pequeños en tamaño y suspendidos en el agua de la caldera; y la modificación del cristal que altera la estructura cristalina normal e inhibe la formación de fuertes enlaces de cristal a las superficies metálicas.

Estos polímeros típicamente tienen uno o más de tres grupos activos unidos a la cadena principal del polímero: carboxilatos (R-COO^–), sulfonatos (R-SO₃^–) o una especie no iónica como la amida, que contiene una molécula de oxígeno y amina. Los compuestos específicos incluyen poliacrilato (PA), ácido poliacrílico (PAA), ácido acrílico/ácido sulfónico de metil propano de acrilamido, (AA/AMPS), polimetacrilato (PMA) y poliacrilamida (PAM). Algunos aditivos comunes a estas formulaciones incluyen fosfatos orgánicos como ácido hidroxietilideno difosfónico (HEDP) y un compuesto más nuevo, ácido poliisopropenilfosfónico (PIPPA). PIPPA sirve como dispersante de hierro a presiones de hasta 1800 psi.

La formulación correcta variará según la pureza del agua de aporte, la presión de la caldera y las características de funcionamiento, la química del retorno de condensado y otras variables. Los polímeros que funcionan bien para sistemas con maquillaje suavizado con sodio deben controlarse cuidadosamente para calderas con maquillaje de alta pureza y retorno de condensado. Aunque el riesgo de corrosión de estos compuestos en comparación con los quelantes se minimiza en gran medida, es posible que aún exista cierta corrosión, especialmente en aguas de mayor pureza donde la sobrealimentación podría atacar el metal base.

Los productos de descomposición de los dispersantes poliméricos varían desde CO₂ hasta amoniaco y ácidos orgánicos de cadena corta. 

Ventajas y desventajas de todos los programas de polímeros

Programas Chelant

La química de Chelant para el tratamiento del generador de vapor se volvió algo popular en la década de 1960, pero estos programas son poco frecuentes hoy en día, y los métodos de tratamiento con fosfato y polímeros son más frecuentes.

El estudio de los quelantes puede implicar una inmersión profunda en la química inorgánica, pero desde un punto de vista práctico, cada molécula quelante generalmente se une con un ion metálico a través de cuatro o seis sitios reactivos en el quelante. Estos enlaces pueden ser muy fuertes, lo que evita que los iones metálicos sufran otras reacciones, como la formación de incrustaciones en el fluido. 

El ácido etileno-diamina-tetraacético (EDTA) es por mucho el quelante más conocido y se ha utilizado en una variedad de aplicaciones, incluso en la industria de la salud para tratar a personas que sufren de envenenamiento por plomo.

Una alternativa es el ácido nitrilotriacético (NTA), pero rara vez se utiliza. El EDTA requiere estequiométricamente 3,8 ppm por 1 ppm de dureza, es estable a 400 psi y tiene la aprobación completa de la FDA para este tipo de aplicaciones.

El orden de afinidad de EDTA para los cationes es: Fe⁺³ → Cu⁺¹/Cu⁺² → Fe⁺² → Ca⁺² → Mg⁺². Por lo tanto, el compuesto puede secuestrar eficazmente el hierro que ingresa a la caldera.

Los quelantes deben inyectarse continuamente en el agua de alimentación a través de una caña de acero inoxidable, generalmente corriente abajo de las bombas de agua de alimentación para proteger los impulsores de la bomba. Se requiere una desaireación rigurosa del agua de alimentación, ya que la combinación de oxígeno y el quelante podría causar corrosión grave de las tuberías de agua de alimentación, los intercambiadores de calor y otros equipos. 

El control de la química quelante es más desafiante que el fosfato o la química de fosfato/polímero. Las concentraciones de EDTA o NTA generalmente se mantienen muy por debajo de 20 ppm en el agua de la caldera y generalmente en el rango de 3 a 6 ppm, ya que de lo contrario la corrosión podría ser problemática, particularmente en los extremos del tubo enrollado en los tambores de la caldera.

Los procedimientos de prueba para la concentración de quelantes están disponibles, pero tienen poca reproducibilidad y son difíciles de realizar. Es posible que se necesiten cálculos de balance de masa para determinar con precisión las tasas de alimentación. También es importante mantener concentraciones adecuadas de alcalinidad en el agua de la caldera. El personal de ChemTreat puede proporcionar pautas para aplicaciones individuales.

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Disposición de la caldera

Siempre que una unidad se desconecta de la línea, el ingreso de aire puede ocurrir incluso en las aberturas más pequeñas dentro de la red de agua/vapor, particularmente a medida que la unidad se enfría y el volumen de agua se reduce. El oxígeno puede atacar áreas localizadas y causar daños graves a los tubos, tuberías y otros componentes. Los problemas más problemáticos incluyen:

• Piezas de acero al carbono (y aleaciones de cobre en aquellas unidades donde aún existen) en el sistema de agua de alimentación, la caldera y los circuitos del sobrecalentador/recalentador.
• Mejor fatiga por corrosión (CF) y grietas por corrosión por tensión (SCC) en circuitos de calderas, que a menudo se inician mediante picaduras.
• El arrastre de productos de corrosión a la caldera, donde la deposición, particularmente de óxidos de hierro porosos, puede provocar corrosión por depósitos insuficientes (UDC) durante el funcionamiento de la unidad.
• Piezas de palas de turbina en las últimas etapas de baja presión donde se produce la deposición de sal. Las picaduras aquí también conducen a CF y SCC.

Como indica esta lista, la protección adecuada contra la corrosión cubre todo el sistema generador de vapor, no solo la caldera. La referencia 16 proporciona un resumen breve de las necesidades de disposición:

Las estrategias de protección deben tener en cuenta factores específicos del sitio, requisitos operativos y diseño de la unidad. Se debe tener en cuenta en la estrategia una transición sin problemas desde el servicio hasta el apagado, hasta el período fuera de servicio o de disposición y hasta el arranque de la unidad posterior. El almacenamiento adecuado de todos los componentes o sistemas principales debe incorporarse en un procedimiento de disposición integral para la unidad. Los períodos de apagado y disposición deben considerarse como una continuación de las buenas prácticas de química del agua utilizadas durante la operación. El propósito principal de la química del ciclo es proporcionar superficies de óxido protectoras en todos los componentes de los circuitos de vapor y agua para minimizar la corrosión y reducir los depósitos de concentración y reducción del rendimiento en las superficies aerodinámicas y de transferencia de calor.

Un extracto clave de la cita anterior son los “requisitos operativos”. Durante gran parte del último siglo, la operación de carga base de grandes plantas de energía a carbón fue la norma. Ahora, ya en el siglo XXI, con la importante expansión de la energía renovable, la mayoría de las plantas alimentadas con fósiles, ya sean unidades de carbón restantes o generadores de energía de ciclo combinado, operan en modo de ciclo, con arranques y apagados frecuentes. Este aspecto desempeña un papel importante en la selección de técnicas de disposición.

Los factores de disposición significativos incluyen:

1. Tipo y duración de la interrupción
   1. Interrupción de corta a intermedia por fluctuaciones de carga
   2. Corte forzado debido a un problema del equipo, como una falla en el tubo de la caldera
   3. Interrupción programada del mantenimiento
   4. Almacenamiento a largo plazo
2. Tiempo de espera anticipado antes del arranque
3. Metalurgia y equipos presentes en la caldera y circuitos de condensado/agua de alimentación
4. Potencial de congelación
5. Condiciones atmosféricas locales (es decir, humedad relativa) y riesgo de formación de ácido en el lado de la chimenea de la caldera.
6. La capacidad (y el deseo) del personal de la planta para instalar un sistema de recubrimiento de nitrógeno o utilizar aire deshumidificado para la disposición en seco.

Cómo elegir el método de disposición correcto

Un conjunto común de criterios para la duración de la interrupción es el siguiente:

• A corto plazo: Durante la noche o quizás durante un fin de semana
• Plazo intermedio: Más de un fin de semana a una semana aproximadamente
• A largo plazo: De unas semanas a meses 

Los métodos húmedos a menudo se seleccionan para configuraciones cortas e intermedias, ya que el generador de vapor debe estar disponible para un rápido retorno al servicio. Cuando sea posible, y esto se aplica especialmente a interrupciones breves y nocturnas, mantener el calor en la unidad manteniendo los circuitos sellados minimizará el ingreso de aire. Un término común es “ajustar” la unidad. Si es posible, se debe mantener un vacío en el lado del vapor del condensador para evitar la fuga de aire ambiental al condensador y especialmente a la turbina de LP. Para las interrupciones que duran varios días, se necesitan métodos adicionales para proteger la unidad, pero tenerla disponible para un arranque rápido. En algunas plantas con múltiples generadores de vapor, puede ser posible importar vapor de una unidad operativa para mantener caliente el generador de vapor. O la planta puede tener una caldera auxiliar para proporcionar vapor de calentamiento. Las ubicaciones comunes de conexión de vapor incluyen el tambor de la caldera y las ventilaciones del desaireador. Para las unidades convencionales, las ventilaciones del calentador de agua de alimentación son otra opción.

Con respecto a las configuraciones húmedas de la unidad de servicios públicos, recuerde el análisis anterior de la química operativa de AVT(R) y AVT(O) que se presentó anteriormente en este capítulo. AVT(R), que es necesario para los sistemas de agua de alimentación de metalurgia mixta, utiliza una combinación de amoniaco y un agente reductor/depurador de oxígeno. Para los sistemas de toda la metalurgia ferrosa, AVT(O), que excluye el agente reductor, es la opción recomendada. Una recomendación general para las unidades sobre cualquiera de estos químicos operativos es la siguiente:

Mantenga el potencial de oxidación-reducción química del agua en el ciclo igual durante todas las condiciones de operación. Este principio se refiere no solo a excluir el aire, sino también a mantener los residuos químicos que existen durante la operación. Si se utilizan agentes reductores (como hidrazina) durante el funcionamiento normal, deben utilizarse durante la disposición. Si no lo son, no deben introducirse solo para la disposición (a menos que existan circunstancias atenuantes que deben revisarse). 

¿Cuáles son esas circunstancias atenuantes? Implican la aceptación o el rechazo de un método de protección que se recomienda enfáticamente, pero que a menudo no es adaptado por la gerencia de la planta: recubrimiento de nitrógeno, también conocido como recubrimiento. 

Manta de nitrógeno

Como se ha observado, si se deja enfriar el sistema de vapor con agua restante, se puede aspirar aire que luego genere corrosión localizada y potencialmente muy dañina. La aplicación de nitrógeno en varios puntos estratégicos en el sistema generador de vapor cuando la caldera se enfría a una presión de 5 psig inhibirá la filtración de aire y establecerá una atmósfera inerte. La siguiente tabla, extraída y editada de la Referencia 16, proporciona una descripción general del proceso de apagado y disposición en húmedo desarrollado para plantas de energía generadoras de vapor convencionales.

Tabla 4-4: Procedimientos de disposición húmeda para unidades convencionales con mantilla de nitrógeno

El cumplimiento de estas pautas proporcionará protección a toda la unidad generadora de vapor. La seguridad es fundamental, ya que aunque el nitrógeno no es venenoso (nuestra atmósfera contiene 78 % de nitrógeno), es posible la asfixia rápida si ingresa a un área cerrada con contenido limitado de oxígeno. 

Por lo general, los procedimientos para los HRSG con tapón de nitrógeno serían similares. Una diferencia notable es que la mayoría de los HRSG no tienen calentadores de agua de alimentación aparte de un desaireador, por lo que ese paso puede eliminarse. Dadas las frecuentes paradas y puestas en marcha de muchas unidades de ciclo combinado, la colocación de tapas de nitrógeno puede proporcionar una excelente protección de los HRSG durante los tiempos de respuesta cortos. La referencia 17 proporciona detalles sobre el sistema de recubrimiento de nitrógeno de una planta de ciclo combinado en el Medio Oeste. Esta instalación cuenta con un generador de nitrógeno para la producción y el almacenamiento del gas, que protege los dos HRSG de la planta durante las configuraciones húmedas. También se emplea en esta instalación un sistema de circulación que puede mover el condensado tratado y el agua de la caldera a través de los circuitos del lado del agua de los HRSG. El sistema de circulación de cualquier unidad debe estar equipado con al menos un grifo y una válvula de muestras para que las muestras puedan recolectarse regularmente, como una vez por semana o por mes para evaluar las condiciones. Si la concentración química del tratamiento ha caído por debajo de un límite preseleccionado, se deben agregar productos químicos frescos. 

En muchas plantas, la gerencia puede disminuir a expensas de instalar sistemas de recubrimiento de nitrógeno sin darse cuenta de que la tecnología podría pagarse fácilmente si se implementa. Las inquietudes sobre la seguridad en espacios confinados a veces también tienen en cuenta estas decisiones. Para las unidades en la química del agua de alimentación AVT(R), sigue siendo posible cierta protección instalando el sistema de circulación mencionado anteriormente para mover el agua tratada a través de las calderas y los sistemas de condensado/agua de alimentación. Esto ayuda a minimizar los sitios estancados que inducen corrosión localizada. El pH se ajusta por encima de 9,5 con amoniaco o amina alcalinizante, con alimentación de agente reductor no volátil suplementario. La situación se vuelve más complicada para los sistemas AVT(O) sin recubrimiento de nitrógeno, ya que el uso de un agente reductor durante el apagado viola el principio de mantener el mismo estado de oxidación con la unidad encendida o apagada.

Disposición en seco

Cuando una unidad se desconecta de la línea durante un período prolongado, y sin la necesidad de un arranque rápido, generalmente se recomiendan los arreglos secos. Si se realiza correctamente, una de las tres condiciones de corrosión se elimina eliminando la humedad libre. Dos métodos para evitar que el aire húmedo cause corrosión durante una disposición seca son la alimentación de aire caliente y deshumidificado (DHA) a la unidad o la capa de nitrógeno donde se necesita un volumen mucho mayor de nitrógeno en comparación con una disposición húmeda. Esta sección se centra principalmente en las estructuras secas de DHA. Las recomendaciones generales se describen en la Tabla 4-5 a continuación, nuevamente extraídas y editadas de la Referencia 16.

Tabla 4-5: Procedimientos de disposición en seco para unidades convencionales con DHA

Un aspecto crítico de este proceso es drenar el equipo mientras aún está caliente. Esto permite el secado rápido de la mayor parte de la humedad que de otro modo permanecería en la unidad y potencialmente se saturaría con oxígeno. El secado rápido puede ser particularmente importante para eliminar la humedad de los sobrecalentadores no drenables.

Otro paso crítico es la circulación de DHA caliente a través de la mayor cantidad de circuitos posible. En primer lugar, es drenar el pozo caliente del condensador por completo y suministrar aire caliente a través del condensador y hacia la turbina de LP. Incluso en plantas con excelentes programas químicos de agua/vapor, aún se produce un arrastre menor de impurezas a la turbina. Estos compuestos se precipitan en las últimas filas de la turbina de LP donde la primera humedad (comúnmente denominada “condensado temprano”) comienza a formarse antes de la descarga de vapor al condensador. Estos depósitos, principalmente cloruro de sodio y sulfato, no son problemáticos durante el funcionamiento normal. Sin embargo, si se abre el condensador y la turbina queda expuesta a una atmósfera húmeda, los depósitos absorberán la humedad que, a su vez, puede causar picaduras en las palas y el rotor de la turbina. La operación posterior de la unidad puede hacer avanzar la picadura hacia la fatiga por corrosión y el agrietamiento por corrosión por esfuerzo. Estos problemas se describen en una sección posterior.

Llevando la idea de la circulación de aire caliente un paso más allá, EPRI publicó previamente pautas sobre métodos para hacer circular aire caliente por todo el sistema generador de vapor. Un aspecto clave de este método es la capacidad de abrir las válvulas principales y recalentar las válvulas de parada de vapor. Idealmente, el DHA se introduce en el condensador o la turbina de LP y fluye contracorriente a través del sistema de vapor hacia la caldera y luego hacia el sistema de condensado/agua de alimentación. La circulación de DHA también puede disponerse en HRSG de presión múltiple.

Se puede desarrollar un conjunto de procedimientos algo similar al descrito en la Tabla 4-5 anterior para la disposición en seco con recubrimiento de nitrógeno, con los primeros pasos aún secado rápido. Sin embargo, varios factores requieren consideración adicional. Uno, por supuesto, es la cantidad mucho mayor de nitrógeno necesaria para llenar un generador de vapor vacío en lugar de tapar una unidad con agua a niveles normales. La segunda es la seguridad. Obviamente, es mucho más fácil para el personal de la planta ingresar a un recipiente que anteriormente se había drenado de agua. Deben existir advertencias claras y procedimientos de bloqueo/etiquetado. Sin embargo, para muchas interrupciones a largo plazo, como las de mantenimiento anual, la cobertura de nitrógeno es imposible debido al trabajo requerido en tubos de calderas o sobrecalentadores, u otros equipos. La circulación del DHA sigue siendo una opción viable en esas situaciones.

Los inhibidores de corrosión de fase de vapor (VPCI) ofrecen otra posible opción de disposición. Estos compuestos volátiles primero se vaporizan y luego se condensan en componentes ferrosos y no ferrosos para formar una unión superficial fuerte. La capa monomolecular inhibe las reacciones de corrosión electroquímica. La capacidad de sellar equipos en los que se han colocado VPCI es importante para maximizar la concentración de vapor y establecer una capa protectora completa. Dependiendo de los requisitos de pureza del ciclo de vapor, puede ser necesario realizar soplos de vapor y/o aumentar la purga al inicio para eliminar los compuestos del ciclo. VPCI es una consideración muy válida para la disposición en seco del equipo junto al agua y junto a la chimenea del generador de vapor si los componentes pueden sellarse adecuadamente de la atmósfera.

Tratamiento químico para la disposición del generador de vapor industrial

Como se señaló anteriormente, se requieren productos químicos volátiles como amoniaco o aminas neutralizantes y, en ciertos casos, agentes reductores/eliminadores de oxígeno para las configuraciones de calderas industriales y de servicios públicos de alta presión, con alta presión en este caso definida como >900 psi. El motivo principal del tratamiento químico volátil, y esto se aplica tanto a la disposición como al funcionamiento normal, es que la mayoría de estos generadores de vapor de alta presión emplean una atenuación directa del rociado del control de temperatura del vapor principal y de recalentamiento. Esta es una ruta directa desde el agua de alimentación hasta el vapor, y el uso de compuestos no volátiles podría causar problemas graves en los circuitos del sobrecalentador/recalentador y especialmente en las turbinas.

Si bien la cobertura de nitrógeno es una posibilidad para la disposición húmeda de unidades industriales, este método a menudo se considera demasiado costoso o laborioso. Para la disposición húmeda extendida de calderas de baja a intermedia presión sin atemperación directa del vapor, es común administrar una dosis de sulfito de sodio (Na₂SO₃) a una concentración de hasta 100 ppm para reaccionar con oxígeno disuelto. Es posible tener varias posibilidades para controlar el pH. Las aminas alcalinizantes descritas anteriormente en este capítulo son una opción, pero para las unidades sin sobrecalentadores, otra posibilidad es la alcalinidad del hidróxido para mantener un pH de 11.0. Los datos de corrosión sugieren que este es un buen pH para minimizar la corrosión del acero al carbono en condiciones ambientales. Debido a que la mezcla de productos químicos puede ser un desafío una vez que la unidad se ha apagado, generalmente se recomienda la inyección de productos químicos hasta 30 minutos antes del apagado. Esto permite una mezcla completa de los productos químicos para la disposición. Los niveles de sulfito deben mantenerse inicialmente a 200 ppm debido a la demanda creada por el ingreso de aire. Una vez consumido el oxígeno disuelto, mantenga 100 ppm de sulfito.

Protección contra incendios

El lado de la chimenea de la caldera también requiere atención durante la disposición. Muchos combustibles contienen azufre, que puede combinarse con la humedad ambiental y formar ácidos fuertes en superficies metálicas. El objetivo principal de la disposición lateral del gas es mantener las condiciones cálidas y secas por encima del punto de rocío ambiental. Esto se puede lograr con calentadores portátiles para mantener la unidad caliente y sellando la pila de escape para evitar que entre agua de lluvia y aire exterior. En climas fríos, cerrar el amortiguador de la pila ayuda a mantener el calor dentro de la unidad. Algunos procedimientos de la planta requieren el lavado de depósitos durante las interrupciones de ciertas unidades, como las calderas auxiliares, pero los flujos de residuos pueden ser bastante ácidos y deben desecharse correctamente. 

Devolución de la caldera al servicio

Las limitaciones de espacio impiden una discusión detallada de los procedimientos de arranque de la caldera, que pueden ser bastante variables dependiendo de si la unidad se devuelve de la disposición húmeda o seca, pero varias pautas generales son útiles. 

• Si regresa de una disposición húmeda en la que se aumentaron las dosis químicas para proteger la unidad, es posible que se requiera algo de drenaje combinado con reemplazo de maquillaje purificado para alcanzar los límites de química operativa.
• Cuando una caldera vuelve a ponerse en servicio después de una disposición seca, se necesita cuidado para minimizar la posible corrosión del agua de llenado. A continuación se describen varios métodos para lograr esto.
• Al llenar una caldera para el encendido, es importante que los procedimientos incluyan la adición de los productos químicos del generador de vapor para que la química adecuada esté en su lugar a medida que la caldera se calienta y finalmente se coloca en línea. Un aspecto clave en este sentido es establecer un pH >8,0 del agua de la caldera antes de disparar. Para las muchas calderas de tambor que utilizan tratamiento con fosfato, esto significa establecer la concentración adecuada de fosfato en el agua de la caldera.

El primer elemento puede ser particularmente importante en unidades con aleaciones de cobre en el sistema de condensado/agua de alimentación. En su mayoría, estas situaciones se limitan a unidades convencionales más antiguas con múltiples calentadores de agua de alimentación. La combinación de oxígeno y amoníaco puede ser bastante corrosiva para el cobre y sus aleaciones.

Con respecto al llenado de una caldera desde la disposición en seco, algunos de los esfuerzos para proteger la unidad de la corrosión pueden negarse mediante el llenado desde un tanque de almacenamiento de condensado con ventilación atmosférica a temperatura ambiente. Si el equipo está en su lugar, el rocío de vapor de dichos tanques antes del llenado de la caldera reducirá en gran medida la concentración de D.O. En la planta de ciclo combinado descrita en la Referencia 17, se ha implementado un sistema de tratamiento de membrana de transferencia de gas para reducir la concentración de oxígeno disuelto del agua de aporte a 10 ppb. Incluso con el maquillaje desoxigenado, a medida que se llena la caldera, el oxígeno puede ingresar al condensado desde el aire de la caldera. Llenar la caldera desde la parte inferior de la unidad reduce la exposición al aire.

En el arranque, es importante seguir las pautas del fabricante con respecto a las tasas de calentamiento, también conocidas como tasas de rampa. El encendido excesivo puede dañar el equipo, incluidos los sobrecalentadores y recalentadores (si están presentes) y las turbinas. Dada la alta tarea de ciclo de muchas calderas ahora, estos problemas se acentúan. El resultado puede ser una menor vida útil de los activos y un aumento de las interrupciones forzadas por fallas inducidas por estrés.

Limpieza química de generadores de vapor 

Durante el funcionamiento de la unidad, los tubos de la caldera y los componentes internos acumulan depósitos. Con un maquillaje consistente de alta pureza y condensado limpio, los materiales consisten principalmente en productos de corrosión de óxido de hierro de otras partes del sistema. El cobre también puede estar presente si el sistema de condensado/agua de alimentación tiene intercambiadores de calor con tubos de aleación de cobre. Si la unidad está plagada de alteraciones en el agua de aporte o fugas en el intercambiador de calor hasta el retorno de condensado, los depósitos pueden variar ampliamente desde compuestos de dureza hasta orgánicos.

Como se ha observado, los depósitos reducen la transferencia de calor y pueden inducir corrosión por depósitos insuficientes. Las fuentes de contaminación y otros problemas deben identificarse y corregirse rápidamente para minimizar la deposición. Pero incluso entonces, las limpiezas químicas periódicas de la caldera pueden ser necesarias para mantener la integridad del tubo y la expectativa de vida útil. Algunos de los pasos importantes para determinar la necesidad de limpieza química incluyen:

• Mantener registros de alteraciones de condensado/agua de alimentación con datos sobre la naturaleza y concentración de impurezas y la duración de la alteración.
• Realizar inspecciones visuales de los componentes internos de la caldera y otros componentes del sistema durante las interrupciones de mantenimiento programadas.
• También durante las interrupciones, recolecte muestras de tubos y analice los depósitos para determinar la cantidad (densidad del depósito, típicamente medida en gramos por pie cuadrado) y la constitución.

También son necesarios otros pasos, pero estos datos proporcionan información crítica sobre la necesidad de limpieza química y los depósitos que se deben eliminar. Este último es extremadamente importante en la selección de los solventes y procesos de limpieza adecuados. Por ejemplo, si los depósitos son principalmente óxido de hierro, es posible una limpieza quelante relativamente benigna (alguna forma de EDTA es una opción común) con cierto calentamiento de la solución de limpieza. Por otro lado, si el ingreso de impurezas ha causado depósito de sílice, puede ser necesaria una limpieza con ácido clorhídrico inhibida con adición complementaria de bifluoruro de amonio. Se requiere cuidado adicional al manejar estas soluciones, que no solo son agresivas a los depósitos minerales, sino también a la carne humana. 

Las limpiezas son procesos complejos que requieren la preparación de procedimientos detallados con el aporte de los operadores de la planta, el personal técnico y la gerencia. Los procedimientos deben desarrollarse con la ayuda del contratista de limpieza seleccionado para el proyecto.

También cabe destacar que las limpiezas en los HRSG de presión múltiple pueden ser significativamente más complicadas que los generadores de vapor convencionales debido a la geometría compleja de los HRSG. Más razones para establecer un programa integral de química del agua/vapor desde el principio para minimizar la formación de depósitos.

Sistemas de vapor y química

Si bien el control químico del agua de alimentación/condensado y de la caldera es bastante importante, quizás incluso más crítico es la protección del sistema de vapor, especialmente si el vapor impulsa las turbinas. Las turbinas de vapor son dispositivos mecánicos altamente ajustados que, si se produce una falla debido a un problema mecánico o relacionado con la química, son extremadamente costosos de reparar o reemplazar, y pueden afectar una planta durante meses o más. Además, y esto incluye generadores de vapor industriales sin turbinas, el arrastre de sólidos al vapor puede inducir la deposición y corrosión en los sobrecalentadores, lo que puede causar fallas en estos intercambiadores de calor. Por lo tanto, el control de la química del vapor es una parte integral de cualquier programa de química del generador de vapor. La siguiente sección describe los fundamentos con respecto a las turbinas de vapor seguidas de un análisis de los métodos para proteger los sistemas de vapor y las turbinas de la deposición de impurezas y la corrosión.

Turbinas de vapor

Como se ha discutido, el vapor que sale del tambor de la caldera es “vapor saturado” (o vapor húmedo) y no puede inyectarse directamente en una turbina porque la formación inmediata de gotas de agua causaría una erosión excesiva de los componentes de la turbina. Por lo tanto, se requiere el sobrecalentamiento al vapor. La energía térmica del vapor sobrecalentado se convierte en energía mecánica rotacional a medida que el vapor pasa por las etapas de la turbina. La cantidad de etapas difiere según el tipo y el diseño de la turbina, pero la mayoría de las turbinas industriales tienen varias etapas y algunas tienen hasta 20. Una etapa consiste en cuchillas fijas (boquillas) y cuchillas giratorias, también conocidas como cubetas. Las boquillas dirigen el vapor a las cuchillas giratorias y convierten la presión (energía potencial) a la velocidad (energía cinética). 

El rotor de la turbina está conectado a un grupo electrógeno para producir electricidad en una planta de energía. En la industria petroquímica, muchas turbinas de vapor impulsan compresores. 

Si bien es posible separar los conjuntos de rotor de turbina y generador, lo más común es que la turbina y el grupo electrógeno se combinen en un solo eje. En el extremo del generador, los imanes conectados al rotor giran a través de una serie de bobinas fijas de “estator” para producir electricidad. Los rotores de turbina de vapor vienen en tres tipos principales: “soldado”, “encogido en disco” o “sólido” (“monobloc”). Un rotor soldado tiene cada disco individual soldado al rotor. Como su nombre lo indica encogido en disco, los discos se encogen en el rotor. Un rotor monobloque es un diseño en el que toda la unidad de eje y cuchilla se fabrica a partir de una sola forja. El diseño de rotor soldado suele ser el más confiable. Las fallas del rotor generalmente ocurren en el extremo de baja presión, donde las tensiones son las más altas, como se examinará en más detalle en una sección posterior de este capítulo.

Todo el conjunto del rotor, las aspas, las cubetas y las cubiertas y el vapor que fluye a través de la turbina están protegidos y contenidos con una placa de cubierta, es decir, la carcasa de la turbina.

Muchas turbinas tienen etapas de cuchillas de impulso y reacción, cuyos diseños básicos se describen a continuación.

En una etapa de impulso, los chorros de vapor que pasan a través de boquillas fijas impactan directamente en las paletas del rotor e impulsan la rotación. La velocidad del vapor que sale de las boquillas es aproximadamente el doble de la velocidad de la hoja. En una etapa de reacción de la turbina, las boquillas no están fijas sino montadas en el eje de la turbina. El vapor fluye a través de las paletas de reacción con una caída de presión más baja y un aumento de velocidad más bajo que en las etapas de impulso. Por lo tanto, se necesitan más filas de cuchillas móviles que en una turbina de impulso. Las turbinas más eficientes, especialmente para aplicaciones grandes, emplean etapas de impulso y reacción.

Dos mediciones son comunes para rastrear la caída de presión a través de una etapa de turbina: relación de presión y el porcentaje de reacción. La relación de presión es la presión en la salida de la etapa dividida por la presión en la entrada de la etapa. La reacción es el porcentaje de caída de entalpía isentrópica a través de la cuchilla giratoria o el cucharón en comparación con la caída de entalpía en etapa total. Algunos fabricantes utilizan el porcentaje de caída de presión en toda la etapa para definir la reacción.

Una turbina puede tener varias secciones de diferentes presiones. La configuración final del diseño se determina por el uso real o el propósito de la turbina. Algunos ejemplos incluyen cogeneración, producción de electricidad únicamente o una turbina de contrapresión para accionar un turbo soplador. Como lo indican la Figura 4.16 y el Apéndice 4-1, las turbinas de vapor típicas de la planta de energía tienen tres secciones separadas. El vapor principal produce una parte de la potencia total en la turbina de alta presión. Después de completar el trabajo en la etapa de HP, el vapor regresa a la caldera para recalentarse a su temperatura original, aunque la presión es mucho menor debido al trabajo realizado en la etapa de HP. El vapor recalentado, que ahora tiene una entalpía más alta, pasa a través de la etapa IP, donde genera más energía antes de fluir a través de tuberías cruzadas hacia la turbina de LP. La turbina de LP puede producir hasta el 50 % de la energía generada en una unidad grande. El vapor de escape de la turbina de LP se convierte en líquido en el condensador para regresar a la caldera. 

Una nota rápida sobre el recalentamiento: este proceso mejora ligeramente la eficiencia general de la caldera, pero lo que es más importante, reduce la cantidad de formación de gotas de agua en las últimas etapas de la turbina de LP. La condensación excesiva en esta sección puede causar erosión de las palas de la turbina. 

Turbinas de condensación y contrapresión

Las figuras anteriores ilustran turbinas de condensación. Ya sea enfriados por agua o por aire, los condensadores convierten todo el vapor de escape de la turbina en líquido. Los más comunes son los condensadores superficiales en los que el vapor pasa por miles de tubos de diámetro relativamente pequeño a través de los cuales circula el agua de enfriamiento. La conversión de vapor a condensado reduce el volumen en un factor de más de 10,000. El colapso del vapor produce un vacío muy fuerte dentro de la carcasa del condensador, y este vacío inducido extrae vapor a través de la turbina, maximizando la salida de potencia. El condensado se acumula en la parte inferior de la carcasa del condensador en un compartimento conocido como pozo caliente. Desde allí, el condensado regresa a la caldera.

Los controles automáticos mantienen el nivel de agua dentro de un rango preestablecido en el pozo caliente moviendo el condensado hacia y desde un tanque de almacenamiento separado. Las adiciones o extracciones de condensado se ajustan automáticamente en función de los cambios en la carga de la caldera.

Aunque el condensado es generalmente de alta pureza, contiene gases no condensables, la mayoría de los cuales ingresan debido al fuerte vacío en el condensador que atrae aire incluso a través de las aberturas más pequeñas. Estos gases, con el tiempo, crecerán en concentración y aumentarán la contrapresión de la turbina, reduciendo así la eficiencia. En consecuencia, los condensadores de superficie de vapor están equipados con un compartimento de extracción de aire al que se aplica un vacío externo ya sea mediante eyectores de chorro de vapor o, más comúnmente, bombas de vacío. Luego, el vapor se expulsa a la atmósfera.

Un punto a tener en cuenta es que en un número creciente de plantas, los condensadores enfriados por aire (ACC) se seleccionan como un método de conservación del agua. Debido a que la densidad del aire es mucho menor que la del agua, los ACC deben ser masivos para lograr un enfriamiento similar. 

Además, los ACC solo pueden acercarse a la temperatura de bulbo seco del aire ambiente, mientras que los condensadores enfriados por agua suministrados por una torre de enfriamiento se acercan a la temperatura de bulbo húmedo de la torre. En climas cálidos, especialmente, las pérdidas de eficiencia son mayores con las unidades ACC.

Las turbinas de condensación sirven principalmente a aplicaciones de generación de energía, incluidos los fósiles y nucleares. Una dificultad para condensar turbinas desde el punto de vista de la eficiencia energética es que se requiere mucho más de la mitad de la entrada de calor al agua de la caldera para convertir agua en vapor, es decir, el calor latente de la vaporización. La mayor parte de esta energía se pierde en un condensador estándar. Sin embargo, en aplicaciones de cogeneración y calor y energía combinados (CHP), donde el vapor se extrae antes de alcanzar el punto de saturación y se utiliza para el calentamiento directo, gran parte del calor latente se recupera en lugar de desperdiciarse. Dichas turbinas se clasifican como turbinas “sin condensación” o “de contrapresión”. 

Las turbinas sin condensación operan a una contrapresión de diseño establecida por el requisito del proceso. Son comunes en una amplia gama de industrias pesadas: petroquímicos, pulpa y papel, metales primarios, etc., y a menudo se utilizan para impulsar equipos centrífugos como turbo sopladores, turbocompresores, etc. 

El vapor de cogeneración a menudo se produce en calderas especializadas, incluidos los HRSG, y primero se expande a través de una turbina para producir energía eléctrica. Algunos puertos para la extracción de vapor a los procesos de la planta pueden existir dentro de la turbina. El escape de la turbina principal no está condensado, pero sirve a otras aplicaciones de calefacción. Por ejemplo, considere una turbina con un suministro de vapor de entrada de 600 psi y una presión de escape de 110 psi. La presión diferencial (DP) es de 490 psi, que produce energía eléctrica. Sin embargo, el vapor de escape aún contiene sobrecalentamiento y puede utilizarse para impulsar otras turbinas más pequeñas o para calentar directamente equipos como calderines, intercambiadores de calor de proceso y recipientes de reacción, desaireadores, etc. En este tipo de turbina, el escape debe mantenerse a una presión constante para evitar fluctuaciones que afectarían la velocidad de la turbina. 

Otros tipos de turbinas de vapor

Las turbinas de cobertura son máquinas sin condensación que se pueden agregar a plantas más antiguas de presión media. Las turbinas de cobertura reciben vapor de alta presión de calderas nuevas, con el vapor de escape de la nueva turbina configurado a la misma presión que las calderas antiguas. Este vapor suministra las turbinas existentes. 

En una turbina de flujo radial, el vapor fluye hacia afuera desde el eje hasta la carcasa. Estas turbinas se utilizan para aplicaciones especiales y son comunes en Europa. 

Detalles adicionales de la turbina de vapor

Las turbinas de vapor son máquinas complejas que deben diseñarse, fabricarse y mantenerse a tolerancias estrictas para cumplir y preservar la salida de energía de diseño y la disponibilidad y confiabilidad de la unidad. Esta sección describe brevemente detalles adicionales de la turbina para no expertos.

Cojinetes y lubricación

Dos tipos de cojinetes sirven para soportar y estabilizar los rotores de turbina: cojinetes de empuje y muñón. Un cojinete liso consta de dos semicilindros que encierran el eje y están revestidos internamente con Babbitt, una aleación metálica que generalmente consiste en estaño, cobre y antimonio. El aceite lubricante de turbina se aplica a los cojinetes lisos, y el rotor gira sobre la película delgada de aceite producida de esta manera. Los cojinetes de empuje están ubicados axialmente en los rotores de la turbina. La disminución de la presión de vapor a medida que fluye de presión alta a baja induce una fuerza en la turbina que debe contrarrestarse, que es la función de estos cojinetes. También se aplica aceite de alta presión a estos cojinetes para lubricación. El aceite lubricante de la turbina debe filtrarse cuidadosamente para eliminar las partículas sólidas. Los sistemas de aceite lubricante normalmente incluyen centrífugas especialmente diseñadas u otros dispositivos coalescentes para eliminar el agua del aceite. Aun así, los microbios crecerán en los tanques de aceite lubricante de turbinas que pueden, a veces, requerir limpieza fuera de línea.

Sellos

Dentro de cada carcasa de turbina, los discos con las cuchillas más largas deben tener una tolerancia muy ajustada a la carcasa para evitar fugas de vapor. Estos sellos del eje consisten en una serie de crestas y ranuras alrededor del rotor y la carcasa, que presentan una trayectoria larga y tortuosa para cualquier fuga de vapor a través del sello, de ahí el nombre comúnmente conocido de los sellos laberínticos. La pequeña cantidad de vapor que escapa se recolecta y regresa a una parte de baja presión del circuito de vapor, generalmente el condensador de vapor del prensaestopas, que drena al condensador principal.

Engranaje de giro

Operar en “engranaje de giro” durante el apagado de la unidad es estándar para turbinas de vapor grandes. La rotación lenta mantiene el equilibrio en el rotor y evita el arqueamiento del peso pesado si la rotación se detuvo por completo. La rotación también permite que la temperatura se equilibre en todo el rotor a medida que se enfría. 

Vibración de la turbina

Las turbinas eléctricas giran a 3.000 o 3.600 rpm dependiendo de si la planta produce electricidad de frecuencia de 50-Hz o 60-Hz. Minimizar la vibración del eje, especialmente durante el arranque, es fundamental para evitar daños en la turbina. La mayoría de las turbinas medianas y grandes tienen sensores que miden la vibración para garantizar un arranque adecuado y una operación posterior a la carga. La detección inmediata de cualquier problema permite el apagado antes de daños graves. 

Química del vapor

Dos propiedades importantes del vapor son su calidad y pureza. A veces se intercambian incorrectamente en las discusiones de vapor. La calidad del vapor se refiere a la cantidad de humedad en el vapor. Por ejemplo, el vapor con una calidad de 0,95 contiene 5 % de humedad. En las calderas con sobrecalentadores, el vapor que entra en la turbina u otro equipo de proceso tiene una calidad de vapor de 1,0 más mucha energía de sobrecalentamiento para mantenerlo seco, aunque cae ligeramente por debajo de ese nivel en las últimas filas de la turbina de baja presión a medida que se forma el condensado temprano.

Como su nombre lo indica, la pureza del vapor se refiere al nivel de impurezas dentro del vapor. Los contaminantes pueden ingresar al vapor a través de varias vías posibles:

• Remanente mecánico en el tambor
• Traspaso vaporoso
• Introducción directa de los aerosoles del atemperador para el control de la temperatura del vapor
• Descomposición de ciertas sustancias químicas para el tratamiento del agua, especialmente las aminas neutralizantes
• Exfoliación de óxidos de hierro de tuberías de vapor

Remanente mecánico

El arrastre mecánico suele ser el problema de mayor preocupación. El vapor que se acumula en el tambor de la caldera contendrá humedad arrastrada. En menor o mayor medida, según el diseño de la caldera, la presión y otros factores, el tambor de vapor tendrá una combinación de separadores internos de vapor de agua para eliminar las gotas de agua arrastradas y devolverlas al líquido del tambor. La siguiente figura muestra algunos de los dispositivos de separación más comunes.

Incluso con separadores bien diseñados, aún se produce una pequeña cantidad de arrastre mecánico, siendo la presión una influencia significativa.

Este efecto, a su vez, juega un papel importante en las pautas de química del agua de la caldera, ya que el agua de la caldera en las unidades de tambores puede aumentar entre 20 y 200 veces. Incluso los residuos leves pueden introducir concentraciones inaceptables de contaminantes en el vapor si no se monitorean y controlan. Algunos compuestos, especialmente el hidróxido de sodio y el cloruro de sodio, pueden causar corrosión grave de las palas y rotores de la turbina. La mayoría de los fabricantes de calderas diseñan para un arrastre mecánico máximo del 0,2 %, una especificación que generalmente se puede cumplir, aunque, como indica la Figura 4.57, la presión tiene una influencia directa. 

Las alteraciones del sistema y el desgaste del equipo pueden inducir oscilaciones de arrastre en las calderas de tambor. La siguiente lista vuelve a enfatizar los mecanismos más prominentes que conducen a un arrastre excesivo.

• Equipo de separación de vapor dañado
• Alto contenido de sólidos disueltos en el agua de la caldera
• Compuestos espumantes como orgánicos en el agua de la caldera
• Diseño deficiente del tambor (p. ej., tamaño pequeño del tambor, diseño inadecuado del separador)
• Alto nivel de agua del tambor/mal funcionamiento de la instrumentación y el control del nivel del tambor
• Tasas excesivas de rampa de carga

Remanente vaporoso

Unos pocos compuestos se transferirán al vapor como vapor, especialmente sílice. La sílice no es corrosiva, pero los depósitos de sílice pueden afectar la aerodinámica de las turbinas y reducir la salida. El alcance del arrastre de sílice es una función directa de la presión de la caldera y se vuelve mucho más pronunciado a medida que aumenta la presión. Para las unidades utilitarias de alta presión, el límite de sílice recomendado del sistema de aporte es de 10 ppb para evitar que el compuesto se acumule en el tambor a concentraciones que induzcan un arrastre excesivo.

Los compuestos de cobre también se transferirán vaporosamente al vapor, especialmente a presiones superiores a 2000 psi. Luego, el cobre se deposita en las palas de turbina de alta presión y reduce la eficiencia aerodinámica. El arrastre de cobre fue, en un momento, un problema significativo con las unidades a carbón, ya que muchos de estos tenían tubos calentadores de agua de alimentación de aleación de cobre. El retiro de muchas plantas alimentadas con carbón y su reemplazo con generación de ciclo combinado ha reducido, en gran medida, este problema. 

Introducción a la impureza del atemperador  

La atemperación del vapor ofrece una vía directa para que las impurezas ingresen a los sobrecalentadores y turbinas, y es otra razón por la cual las unidades no deben operarse con una fuga en el tubo condensador. El ingreso de contaminantes puede detectarse mediante instrumentación en línea de vapor y agua de alimentación.

Descomposición de algunos productos químicos de tratamiento

En una sección anterior, se analizó el uso prolongado del amoníaco como la sustancia química principal para el control del pH del agua de alimentación en unidades de potencia, y la ecuación básica se muestra nuevamente como referencia.

NH₃ + H₂O �� DE NH₄⁺ + OH^–

En muchas calderas no utilitarias de baja presión y en el evaporador de baja presión de los HRSG, el amoníaco parpadeará con vapor y proporcionará poca protección contra fenómenos como la FAC de dos fases. Como se señaló, las aminas alcalinizantes a veces se seleccionan como un suplemento o incluso como un reemplazo directo del amoníaco como químico acondicionador del pH del agua de alimentación. Sin embargo, en los sobrecalentadores, las aminas se descompondrán en ácidos orgánicos de cadena pequeña, principalmente ácidos acéticos y fórmicos. 

Intrusión de óxido de hierro

Las tuberías de vapor y los tubos del sobrecalentador/recalentador también desarrollan una capa de óxido de hierro durante el funcionamiento. Las temperaturas excesivas y los ciclos frecuentes pueden generar capas gruesas de óxido que pueden desparramarse en varios lugares. Luego, las partículas se transportan corriente abajo a la turbina. Aunque las turbinas tienen rejillas de entrada para protección, las partículas finas aún pueden ingresar a la turbina y causar abrasión, particularmente en las etapas de alta presión.

Muestreo de vapor 

Los análisis de vapor precisos y confiables son un aspecto crítico de la protección de sobrecalentadores/recalentadores y turbinas. El muestreo de vapor representativo es integral para la recopilación precisa de datos. El primer paso en el muestreo representativo es elegir las ubicaciones correctas de las muestras. Los puntos ideales tendrán la orientación adecuada de la boquilla y se ubicarán en tuberías rectas libres de la influencia de alteraciones del flujo aguas arriba o aguas abajo, como se especifica en ASME PTC 19.11. 

Un aspecto clave de la extracción de vapor para el análisis es el muestreo isocinético, como se ilustra a continuación. 

La extracción isocinética recolecta la muestra a la misma velocidad y vector direccional del fluido a granel.

La Figura 4.58 a continuación describe la disposición ideal de muestreo y acondicionamiento de vapor.

Se recomienda acero inoxidable 316 o superior para la construcción de boquillas de muestra, tubos y todos los demás componentes. Los grados de material menores, como el acero al carbono, pueden acumular o generar impurezas que comprometan la integridad de la muestra. La orientación de la línea de muestra desde la boquilla hasta el punto de recuperación/análisis debe tener una pendiente descendente continua. La línea de muestra debe dimensionarse de modo que la velocidad lineal del flujo de muestra sea de 3 a 6 pies por segundo. 

Las muestras deben enfriarse a 77 °F (25 °C) y, si es posible, cerca del punto de extracción. La integridad de la muestra puede verse comprometida si el vapor sobrecalentado viaja largas distancias, ya que algunos compuestos pueden precipitarse y asentarse en las superficies de los tubos de muestra. Sin embargo, los enfriadores remotos de muestras pueden presentar complicaciones, incluido el acceso difícil y la necesidad de enrutar líneas de agua de enfriamiento a largas distancias. En muchas aplicaciones, los enfriadores de muestras primarios y secundarios están ubicados dentro del panel de muestras centralizado, con el vapor sobrecalentado enrutado al panel en líneas de muestras aisladas para mantener la temperatura y minimizar el abandono de contaminantes. 

Transporte de muestras

Mientras fluye a través de los tubos de muestra, tanto las muestras líquidas como las de vapor tenderán a liberar y recolectar algunas impurezas. En sistemas de muestreo diseñados correctamente, el intercambio de impurezas alcanzará un estado de equilibrio, de manera que la muestra fluirá a través de la tubería prácticamente sin cambios. En general, las muestras nuevas tardan aproximadamente un mes en alcanzar un estado de equilibrio. Siempre que sea posible, se recomienda mantener el flujo continuo de la muestra en lugar del flujo intermitente. Esta se ha convertido en una propuesta más difícil para las unidades de energía, ya que muchas ahora aumentan y disminuyen en la carga por cambios de generación a partir de fuentes renovables.

Problemas adicionales con el sobrecalentador/recalentador

Los metales en el sobrecalentador y el recalentador de las unidades de alta presión ven las temperaturas más altas. Por lo tanto, se requieren aceros de mayor grado, incluidos los aceros inoxidables austeníticos en las zonas más calientes. El Apéndice 4-3 enumera los aceros típicos para los componentes de la caldera y la temperatura máxima de funcionamiento. En la búsqueda de una eficiencia cada vez mayor, como lo ejemplifica el desarrollo de calderas ultrasupercríticas que puedan funcionar a 4500 psi con temperaturas de vapor de 1200 °F, minimizar la deposición dentro de los sobrecalentadores y los paquetes de recalentadores es fundamental. Aun así, con el tiempo, estos materiales sufrirán de fluencia, el fenómeno descrito anteriormente en el capítulo sobre tubos de calderas. 

Los datos del Apéndice 4-3 ilustran la necesidad de aleaciones más exóticas en ubicaciones de alta temperatura en un generador de vapor. Un problema que puede influir en la fluencia es el crecimiento, con el tiempo, de una capa gruesa de óxido de hierro en las superficies internas del sobrecalentador y los tubos del recalentador. Dicho crecimiento se acelera por aumentos rápidos de la carga y el funcionamiento de una unidad por encima de la clasificación máxima normal durante períodos prolongados. Un problema bastante común en las unidades a carbón de alta presión fue la deposición de productos sobrantes de fosfato de sodio en las curvas en U de los recalentadores. Los depósitos no causaron corrosión directa, sino que restringieron la transferencia de calor de modo que los tubos fallaran debido a la fluencia acelerada. Otros mecanismos que pueden dañar las tuberías de vapor de alta temperatura incluyen fatiga y graficación. Se pueden encontrar detalles adicionales sobre estos mecanismos y otros en la Referencia 1.

Las pautas de química del vapor de la caldera de servicios públicos de EPRI y IAPWS exigen límites operativos normales de menos de 2 ppb de sodio, cloruro y sulfato en vapor. Incluso algunos expertos consideran que estos valores son demasiado altos, y con una unidad bien diseñada y mantenida, las concentraciones deben estar muy por debajo de 1 ppb.

Erosión inducida por humedad y erosión de partículas sólidas de las turbinas

Además de la corrosión relacionada con la química, las turbinas de vapor pueden estar sujetas a dos mecanismos de degradación mecánica: erosión inducida por humedad y erosión por partículas sólidas (SPE). Cualquiera de los dos puede establecer superficies ásperas e irregulares en las palas de la turbina que influyen en el flujo de vapor y, en consecuencia, reducir la eficiencia y la capacidad de la turbina.

La erosión de las cuchillas de presión intermedia y baja generalmente es causada por el agua en el vapor. La presencia de gotitas de agua, especialmente en las últimas etapas de una turbina, provoca la erosión de las cuchillas de la fila de salida. La mayoría de los principales fabricantes de turbinas imponen un límite igual o inferior al 12 % de humedad en el vapor de escape final. La operación por debajo de la temperatura del vapor de entrada de diseño o a baja carga puede causar un exceso de condensación en estas últimas etapas de la turbina, lo que puede provocar erosión. Los pasos para mitigar la erosión impulsada por la humedad incluyen el endurecimiento del metal base, la instalación de dispositivos de eliminación de humedad para combatir el impacto de las gotas de líquido, el adelgazamiento de los bordes traseros de la boquilla para promover la formación de gotas más pequeñas y menos dañinas, y la eliminación de sellos radiales para eliminar el agua antes de que pueda impactar en las cuchillas.

La erosión por partículas sólidas (SPE) es una condición que afecta a muchas turbinas. El SPE proviene del arrastre en el vapor sobrecalentado de óxidos de hierro duros y erosivos que se exfolian principalmente de los tubos del sobrecalentador y del recalentador. Las partículas causan un desgaste excesivo y prematuro de las palas de la turbina. El SPE afecta el rendimiento de las turbinas de dos maneras: pérdida de eficiencia y pérdida de capacidad de flujo de vapor. Las pérdidas compuestas a través de las secciones HP/IP/LP pueden llegar a 1-2 %. En las puntas de las palas de turbina, el vapor viaja a velocidades supersónicas, donde se produce la mayor parte de la erosión del metal. Reemplazar un conjunto completo de cuchillas en una turbina de vapor grande puede costar millones de dólares. La erosión de partículas sólidas suele ser más problemática al inicio o durante cambios rápidos de carga.

Existe una variedad de tecnologías de recubrimiento disponibles comercialmente para combatir el SPE y la corrosión en rotores de turbinas de vapor, diafragmas, cubetas y válvulas de control. Aunque se han hecho avances significativos en la efectividad del producto, estas tecnologías aún no son convencionales debido a los resultados mixtos y los altos costos. Los investigadores continúan explorando métodos para mitigar la SPE.

Monitoreo de depósitos en turbinas de vapor

Los depósitos de rotores y cuchillas de turbina pueden volverse cada vez más problemáticos con el tiempo, a veces con consecuencias catastróficas. La deposición reduce la eficiencia y la salida de la turbina. La deposición también puede inducir desequilibrios y disminuir la confiabilidad del funcionamiento, incluida una sobrecarga de cojinetes de empuje. Los depósitos pueden influir en la vibración de la turbina y en las tensiones de flexión de la hoja y causar restricciones en el movimiento de la válvula de vapor. Se han producido fallas catastróficas en las que los depósitos provocaron que las válvulas del regulador de la turbina se abrieran, lo que provocó una sobrevelocidad de la turbina y una falla de la cuchilla. Las cuchillas que fallan con una turbina que gira a varias mil revoluciones por minuto pueden penetrar paredes de concreto, transformadores y, por supuesto, seres humanos. Y, para volver a enfatizar, la corrosión inducida por deposición puede provocar picaduras, fatiga por corrosión y grietas por corrosión por tensión, también con consecuencias potencialmente catastróficas. 

Hay varios métodos disponibles para evaluar el impacto de los depósitos en el rendimiento de una turbina de vapor. Estos incluyen el monitoreo de cambios de presión, eficiencias internas, temperaturas del vapor de escape y caudales (o capacidad) específicos de rendimiento del vapor. En aquellas ocasiones en las que la carcasa de la turbina se abre para trabajos de inspección o mantenimiento, las inspecciones visuales de los depósitos y la integridad de la hoja/rotor son una obligación absoluta.

Para las unidades nuevas, el fabricante de la turbina (OEM) proporcionará características de presión proyectadas en forma gráfica. Durante la puesta en servicio, las curvas de presión teórica/diseño se modifican en función de las mediciones reales. Estos datos sirven como referencia para la comparación durante las operaciones posteriores. En condiciones de funcionamiento idénticas, un aumento significativo de la presión indica deposición. 

Limpieza de depósitos de turbinas

Si la turbina acumula sales solubles en agua, los depósitos a menudo pueden eliminarse mediante lavado con agua con condensado o vapor húmedo. Este proceso debe realizarse fuera de línea, aunque, en muchas plantas, se realiza en línea con la turbina girando a baja velocidad. La aprobación del fabricante de la turbina es importante antes de seleccionar un programa de lavado.

Si la turbina se ensucia con compuestos no solubles en agua, especialmente sílice, el lavado con agua rara vez restaura la capacidad total de la turbina. Se requiere limpieza fuera de línea durante una interrupción de la turbina. El óxido de aluminio o el granallado de material de grano blando similar es un procedimiento común para eliminar depósitos duros no solubles en agua. La experiencia indica que los depósitos solubles en agua a veces pueden incrustarse en capas de depósitos insolubles. Cuando se realiza el lavado, los depósitos solubles se disuelven para dejar un esqueleto suelto y friable de depósitos insolubles que pueden fragmentarse y eliminarse. El lavado con agua puede causar daños considerables a la turbina, y debe supervisarse cuidadosamente, con estricto cumplimiento de las recomendaciones del fabricante de la turbina.

Para algunas plantas de energía a carbón más antiguas que aún tienen calentadores de agua de alimentación con tubos de aleación de cobre, la deposición de cobre en las palas de turbina HP puede seguir siendo problemática. Incluso una pequeña cantidad de cobre puede causar una pérdida grave de la capacidad de la turbina. Se requiere limpieza química fuera de línea para eliminar los depósitos de cobre.

Conclusión

El sistema de calderas de su instalación depende en gran medida del agua de alta calidad para realizar tareas operativas esenciales a plena capacidad. El tratamiento del agua de la caldera es importante para evitar ineficiencias operativas y extender la vida útil de los activos críticos.

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Referencias

1. Tomei, G.L., Ed., Steam, su generación y uso, 42.a edición, The Flygt & Wilcox Company, Barberton, Ohio, 2015.

2. Westfall, R. S. (2022, 23 de agosto).Isaac Newton .Encyclopedia Britannica . https://www.britannica.com/biography/Isaac-Newton

3. Crawford, M. (2012, 7 de junio).Charles A. Parsons . Obtenido de la Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos ASME:https://www.asme.org/topics-resources/content/charles-a-parsons

4. Britannica, T. Editores de Enciclopedia (2022, 5 de mayo).Carl Gustaf Patrik de Laval .Encyclopedia Britannica . https://www.britannica.com/biography/Carl-Gustaf-Patrik-de-Laval

5. Van Wylen, G.J., y Sonntag, R.E., Fundamentos de la termodinámica clásica, tercera edición, John Wiley & Sons, 1986.

6. Perry, Robert H. & Green, Don W. (1984). Manual de ingenieros químicos de Perry (6.a edición). McGraw-Hill. ISBN 0-07-049479-7.

7. ANSI/FCI 87-1, Principios operativos y de clasificación de trampas de vapor.

8. Consenso sobre prácticas operativas para el control de la química del agua de alimentación y de la caldera en calderas industriales modernas, Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos, Nueva York, NY, 2021.

9. Pautas de química del ciclo integral para generadores de vapor de recuperación de calor/ciclo combinados (HRSG). EPRI, Palo Alto, CA: 2013. 3002001381.

10. Sturla, P., Proc., Quinta Conferencia Nacional de Agua de Alimentación, 1973, Praga, Checoslovaquia.

11. Buecker, B., Shulder, S., y Sieben, A., “Química del ciclo de la planta de energía de Fossil”; seminario previo a la conferencia para el 39.^o Taller Anual de Química de Servicios Eléctricos, 4 de junio-6, 2019, Champaign, Illinois.

12. Pautas para el control de la corrosión acelerada por flujo en centrales eléctricas de ciclo combinado y fósiles, Informe técnico de EPRI 3002011569, Instituto de Investigación de Energía Eléctrica, Palo Alto, California, 2017.

13. Buecker, B., y Shulder, S., “Combined Cycle and Co-Generation Water/Steam Chemistry Control”; seminario previo a la conferencia para el 40.^o Taller Anual de Química de Servicios Eléctricos, 7 de junio-9, 2022, Champaign, Illinois.

14. D. Stuart, “Mitigación de la Corrosión Acelerada por Flujo con Química Formadora de Películas en HRSG”; Ingeniería de Energía, abril 2021, www.power-eng.com.

15.Asociación Internacional para las Propiedades del Agua y el Vapor, Documento de orientación técnica: Tratamientos con fosfato y NaOH para los circuitos de vapor-agua de calderas de tambor de plantas de energía de ciclo combinado/HRSG fósiles (2015). Disponible en http://www.iapws.org.

16. J. Mathews, “Prácticas de disposición para plantas fósiles”; Power , febrero 2013.

17.Buecker, B., y Dixon, D., “Control químico de apagado, puesta en marcha y puesta en marcha del HRSG de ciclo combinado”; Ingeniería de energía, febrero 2012.

18. Pautas de química del ciclo para el apagado, la disposición y el arranque de unidades de ciclo combinadas con generadores de vapor de recuperación de calor, EPRI, Palo Alto, CA: 2006. 1010437.

19. L. Machemer, “Obtención de muestras de tuberías presurizadas de vapor y agua”; Ingeniería química, enero 2014.

20. Hollander, O. (2015). Sistemas de calderas. En el capítulo Referencia técnica y manual de capacitación de AWT (2.a ed.), Asociación de tecnologías hídricas.

Apéndice 4-1

Diseño del generador de vapor que muestra las líneas de extracción

El cuerpo principal de este capítulo analizó una variedad de diseños de sistemas de generación de vapor, incluida una descripción de unidades grandes a carbón con calentadores de agua de alimentación para elevar la temperatura del condensado antes de su retorno a la caldera. El siguiente diagrama, extraído de la Referencia 1, muestra el diagrama de flujo de un estilo común de caldera de carbón que opera a 2400 psig. Es un esquema bastante detallado, pero muestra claramente las líneas de extracción desde varios puntos en la turbina hasta los calentadores de agua de alimentación, incluido el desaireador.

Observe la progresión del vapor de presión baja a intermedia a alta según los calentadores de agua de alimentación correspondientes. En todos los casos, el vapor ha realizado algún trabajo en la turbina antes de ser extraído para el calentamiento del agua de alimentación. 

También se muestran las ubicaciones generales de los ventiladores de tiro forzado e inducido, que mantienen un flujo de aire equilibrado a través de la caldera. 

Referencias

Tomei, G.L., Ed., Steam, su generación y uso, 42.a edición, The Flygt & Wilcox Company, Barberton, Ohio, 2015.

Apéndice 4-2

Para los generadores de vapor de alta presión, especialmente aquellos que impulsan turbinas, es necesario un control químico diligente para minimizar la corrosión y la contaminación de calderas, sobrecalentadores/recalentadores y turbinas. Durante el período de construcción y generación de energía a carbón convencional en el siglo XX, se aprendieron muchas lecciones sobre la criticidad del monitoreo químico del agua/vapor. Algunas lecciones fueron bastante dramáticas, lo que resultó no solo en la pérdida de producción y reparación de equipos, sino a veces en lesiones y muertes. A partir de estos eventos, el monitoreo continuo de la química en línea se hizo frecuente en la mayoría de las plantas. Ahora, tanto para la producción de vapor de la planta industrial como de energía, los generadores de vapor de recuperación de calor (HRSG) son una opción común. Este apéndice proporciona una descripción general de la instrumentación en línea típica y las pautas de química de agua/vapor para plantas de ciclo combinado.

Una breve revisión del diseño del HRSG

Si bien los requisitos de agua de alta pureza y el control y monitoreo de la química del agua/vapor para los HRSG son similares a los de los generadores de vapor convencionales más antiguos, existen algunas diferencias importantes obvias en el diseño y la operación de los HRSG, entre las cuales se incluyen las más importantes:

• Los diversos tubos de la pared de agua y los paneles de sobrecalentamiento/recalentamiento, también conocidos como arpas, están alineados en secciones a lo largo de la trayectoria del gas de combustión. Los tubos de pared de agua en una unidad de carbón generalmente forman las paredes de una caja que rodea la cámara de combustión.
• Mientras que los tubos de la pared de agua en las unidades de carbón están expuestos al calor radiante, así como a la transferencia de calor convectiva y conductora, durante el funcionamiento normal, los tubos del HRSG transfieren energía solo por convección y conducción. Algunos HRSG tienen quemadores de conductos, pero estos funcionan con poca frecuencia, principalmente durante momentos de alta demanda eléctrica.
• Los HRSG suelen tener un diseño de presión múltiple, y los más populares tienen tres redes generadoras de vapor, también conocidas como evaporadores.

Además de una pequeña cantidad de generación de vapor, el evaporador de LP sirve esencialmente como calentador de agua de alimentación para los circuitos IP y HP. 

Las siguientes secciones ahora describen los parámetros de monitoreo recomendados de los diversos circuitos dentro de un HRSG según el diseño mostrado anteriormente. 

Puntos de muestreo y parámetros de monitoreo

Las muestras de importancia principal en toda la red generadora de vapor son:  

• Sistema de tratamiento de aporte
• Descarga de la bomba de condensado
• Devolución de condensado, cuando corresponda
• Entrada de agua de alimentación o economizador
• Agua de caldera
• Vapor saturado
• Vapor principal y recalentado

Sistema de tratamiento de aporte

Ningún sistema está completamente cerrado, e incluso en los generadores de vapor más estrechos, una pequeña cantidad de agua/vapor de proceso escapa continuamente. El proceso principal más común de los sistemas de composición de servicios públicos es la ósmosis inversa (RO) seguida de intercambio iónico de lecho mixto (MBIX) o la electroelectrosionización (EDI) para “pulir” el efluente de RO, especialmente para generadores de vapor de alta presión. Las unidades de ósmosis inversa generalmente incluyen una serie de instrumentos para monitorear el rendimiento del sistema, incluida la presión, la temperatura, el flujo y la conductividad específica. Esta sección se centra en los análisis recomendados del efluente final del pulidor MBIX o EDI.

Nota: En esta y las siguientes secciones, se incluye el límite superior normal, o un rango, para cada parámetro.

• Conductividad específica: ≤0,1 μS/cm
• Sílice: ≤10 partes por mil millones (ppb)
• Sodio: ≤2 ppb

Estas mediciones garantizan que el agua de alta pureza se distribuya a los generadores de vapor. Un aumento en cualquiera de los valores indica que la resina de MBIX ha alcanzado el agotamiento o que ha ocurrido un problema en la unidad de EDI. Es necesario tomar medidas correctivas inmediatas.

Descarga de la bomba de condensado (CPD)

En las unidades de energía de generación de vapor independientes, la ubicación principal para el ingreso de contaminantes potenciales es el condensador, particularmente los condensadores enfriados por agua donde las fugas en los tubos permiten que el agua de enfriamiento se infiltre en el condensado de alta pureza. Una fuga en el tubo introducirá una variedad de impurezas, incluidos iones de dureza, cloruro y sulfato, y sílice, que, cuando se someten al entorno hostil del generador de vapor, pueden causar problemas graves. Un pulidor de condensado proporcionará un amortiguador contra el ingreso de contaminantes, pero los pulidores a menudo no se consideran para que las unidades de tambor reduzcan el costo de capital.

Los análisis continuos recomendados de CPD son:

• Conductividad catiónica (CACE): ≤0,2 μS/cm
• Conductividad específica (SC): Consistente con el pH
• Sodio: ≤2 ppb
• Oxígeno disuelto: ≤20 ppb
• pH: 9,6–10,0 (Este es el rango de pH para el diseño del HRSG en la Figura 1. El rango puede ser un poco más bajo para otros diseños de HRSG).

El monitoreo de sodio es altamente efectivo para detectar fugas en el tubo condensador. Con un condensador estrecho, los niveles de sodio en el condensado normalmente son muy bajos (<2 ppb) y, en muchos casos, <1 ppb. Un aumento del sodio proporciona la indicación más temprana de una fuga en el tubo del condensador. 

La conductividad catiónica se denomina ahora a menudo conductividad después del intercambio catiónico (CACE) para representar el hecho de que la muestra se enruta a través de una columna de intercambio catiónico para reemplazar todos los cationes, por ejemplo, amonio, sodio, calcio, etc., con iones de hidrógeno. Esto crea una solución ácida muy diluida, principalmente compuesta de cantidades residuales de iones de cloruro y sulfato, cuya conductividad es entonces medida. Al igual que con el sodio, un aumento en la CACE indica una fuga de impurezas, aunque esta medición también está influenciada por el ingreso de dióxido de carbono, con mayor frecuencia por la fuga de aire en el condensador. Por lo tanto, la CACE desgasificada se está volviendo cada vez más popular, ya que utiliza un recaldera o un compartimento de aspersión de nitrógeno para eliminar el CO₂. Un valor de CACE bajo es un requisito para el control adecuado de la química de AVT(O), que se describe en el texto principal.

Los análisis de oxígeno disuelto (D.O.) son importantes para monitorear la filtración de aire del condensador. Un aumento repentino en el oxígeno disuelto puede indicar una falla mecánica o estructural en el condensador o cerca de este, lo que permite que el exceso de aire ingrese al sistema. Sin embargo, con la química moderna de AVT(O), se requiere algo de oxígeno disuelto para que la química sea eficaz. 

Con respecto a la conductividad y el pH específicos, el amoníaco (o a veces una amina o mezcla de amoníaco/amina) es el agente acondicionador del pH para el condensado/agua de alimentación. La medición directa del pH del agua de alta pureza puede ser complicada, y se han desarrollado algoritmos para calcular el pH en función de las mediciones de conductividad para proporcionar resultados más precisos. La conductividad específica (SC) en agua de alta pureza se correlaciona directamente con la concentración de amoníaco y, por lo tanto, las mediciones SC ofrecen un mejor control de la alimentación de amoníaco que el pH. 

Un parámetro que normalmente no se monitorea continuamente, pero que puede ser de gran importancia es el carbono orgánico total (TOC), como se analiza en la siguiente sección. Para los generadores de vapor de servicios públicos, el límite de TOC recomendado en el CPD es de 100 ppb.

Devolución de condensado

El vapor recuperado como condensado de los intercambiadores de calor del proceso representa una fuente potencialmente grande de impurezas que, según los procesos y productos de la instalación, pueden ser de naturaleza inorgánica u orgánica, o pueden ser de forma particulada, como óxidos de hierro. El ingreso de contaminantes por el retorno de condensado puede ser muy problemático. Para los generadores de vapor de alta presión, el retorno de condensado debe tener una pureza del agua equivalente a los parámetros descritos anteriormente para el CPD.

Descarga de la bomba de alimentación de la caldera/entrada del economizador LP

El texto principal analiza los programas de química del agua de alimentación de AVT(R) y AVT(O). La siguiente lista describe los parámetros adicionales recomendados de monitoreo del agua de alimentación para la química de AVT(O).

• CACE: ≤0,2 μS/cm
• SC: Consistente con el pH
• Sodio: ≤2 ppb
• DO (rango): 5–10 ppb
• pH: 9,6–10,0 (Este es el rango de pH para el diseño del HRSG que se muestra en la Figura 1. El rango puede ser un poco más bajo para otros diseños de HRSG).
• Hierro: ≤2 ppb

Análisis de los espejos de CACE, SC, pH y sodio para la descarga de la bomba de condensado. Estas mediciones, junto con el oxígeno disuelto, son fundamentales para la química adecuada de la AVT(O).

Tenga en cuenta la inclusión de hierro en esta lista. El monitoreo del hierro proporciona una medición directa de la FAC (o, con suerte, la falta de esta) y la efectividad del programa de química del agua de alimentación. Típicamente, el 90 % o más de los productos de corrosión de hierro son de naturaleza particulada. Existen varios métodos para monitorear la corrosión del acero al carbono, entre ellos:

• Monitoreo continuo de partículas
• Muestreo de productos en corrosión
• Análisis de muestras de toma

Las técnicas de muestreo de agarre mejoradas permiten mediciones de hierro de hasta 1 ppb con el tratamiento adecuado de la muestra. Este método puede proporcionar datos casi en tiempo real de las tasas de corrosión, aunque en forma instantánea.

Agua del evaporador

El muestreo de agua del evaporador es fundamental por dos razones principales. Primero, un control de química deficiente y/o un monitoreo deficiente pueden permitir el arrastre inaceptable de impurezas al vapor. En segundo lugar, al igual que con las unidades convencionales, los flujos de calor más altos ocurren dentro de los evaporadores, particularmente el evaporador HP de los HRSG. Por lo tanto, los efectos del ingreso de impurezas o el control de química deficiente se magnifican por las altas temperaturas y presiones en estos circuitos. Considere el problema clásico del daño por hidrógeno, que ha plagado las unidades de alta presión durante décadas.

En este mecanismo, el agente corrosivo más grave, el cloruro, que puede ingresar durante una fuga de enfriamiento del condensador, puede concentrarse debajo de los depósitos de tubos de la pared de agua y generar ácido. La siguiente ecuación describe un mecanismo común:

MgCl₂ + 2H ₂O → Mg(OH)₂↓ + 2HCl

La generación de ácido y la posterior corrosión del metal son problemáticas por sí mismas, pero los átomos de hidrógeno muy pequeños penetrarán la matriz de acero y luego reaccionarán con el carbono en el acero.

4H + C → CH₄

La formación de moléculas voluminosas de metano induce el agrietamiento, que luego puede inducir fallas con muy poca pérdida de metal.

El daño por hidrógeno sigue siendo uno de los principales mecanismos de corrosión en los generadores de vapor modernos, por lo que, como indica la lista a continuación, se requiere el apagado inmediato de la unidad si el pH del agua de la caldera cae por debajo de 8,0.

Los análisis recomendados de agua de caldera incluyen:

• pH (<8,0, apagado inmediato de la caldera)
• CACE
• Conductividad específica
• Cloruro
• Sílice
• Fosfato (para aquellas unidades en tratamiento con fosfato)
• Hierro: <5 ppb 

No se muestran límites directos para la mayoría de los parámetros, ya que los límites son variables según la presión de la caldera. EPRI ha publicado gráficos detallados para estos parámetros, pero solo están disponibles directamente para los miembros de EPRI. La Asociación Internacional de Propiedades de Agua y Vapor (International Association of the Properties of Water and Steam, IAPWS) ofrece otras pautas sin cargo.

También observe el límite de hierro. Los circuitos LP y algunas ubicaciones IP en un HRSG pueden sufrir de FAC de dos fases. El monitoreo del hierro es importante para garantizar que se mantenga una química adecuada en estos circuitos.

Una nota sobre el fosfato: Durante décadas, el fosfato trisódico (Na₃PO₄) ha sido un químico de tratamiento de agua de caldera central en muchas unidades de tambor. Sin embargo, controlar la concentración de fosfato es difícil debido a la solubilidad inversa del compuesto por encima de 300 °F. Para las unidades de servicios públicos de alta presión, los programas modernos suelen requerir una concentración máxima de fosfato <2,4 ppm, y muchos químicos mantienen la concentración muy por debajo de ese nivel.

Algunos miembros del personal de la planta, especialmente en la industria de la energía, han cambiado a la alimentación cáustica (NaOH) para eliminar el “oculto” del fosfato, pero se requiere mucho cuidado con estos programas para evitar la perforación cáustica de los tubos de la pared de agua. Incluir un pulidor de condensado en el diseño del sistema ofrece la oportunidad de eliminar el fosfato o la sustancia cáustica del programa de tratamiento de agua de caldera. 

Vapor

Las mediciones de pureza del vapor son muy importantes, especialmente si el vapor impulsa una turbina o turbinas. La deposición de contaminantes en las aspas de la turbina puede provocar corrosión y posibles fallas en las aspas, lo que representa una situación potencialmente catastrófica con la turbina girando a varias miles de rpm. Los parámetros de monitoreo principales incluyen los siguientes:

• CACE: ≤0,2 μS/cm
• Sodio: ≤2 ppb
• Sílice: ≤10 ppb

El sodio proporciona una indicación directa del arrastre de sal o hidróxido de sodio con el vapor. Las sales, particularmente las sales de cloruro, se asentarán en las últimas filas de la turbina de baja presión, donde pueden causar picaduras y posterior agrietamiento por corrosión por tensión (SCC) y fatiga por corrosión (CF) de las palas y rotores de la turbina. El arrastre de hidróxido de sodio es un problema muy grave, ya que la sustancia cáustica puede inducir rápidamente el SCC de los componentes de la turbina.

CACE proporciona una medición indirecta del arrastre de cloruro y sulfato y ha sido una guía de larga data para los fabricantes de turbinas. Sin embargo, la exactitud de la CACE es sospechosa, especialmente dado que el límite para ambas impurezas es de 2 ppb, similar al sodio. Un instrumento que estuvo disponible recientemente analiza estas dos impurezas hasta un nivel de 0,1 ppb.

El instrumento separa los iones en la muestra mediante el proceso de electroforesis capilar. Luego, los iones se miden mediante un analizador de conductividad.

Desde hace mucho tiempo se sabe que la sílice en el vapor se precipitará en las palas de la turbina. Si bien el compuesto no es corrosivo, puede influir en la aerodinámica de la turbina y reducir la eficiencia, por lo tanto, el límite recomendado de 10 ppb.

Varios puntos de muestreo de vapor están disponibles en unidades generadoras de energía. Estos incluyen muestras saturadas, principales y de vapor recalentado. El vapor principal y de recalentamiento son los más importantes, ya que proporcionan datos sobre las impurezas que ingresan directamente a la turbina, que también pueden provenir del agua contaminada de atemperamiento del vapor. La medición del vapor saturado es menos importante, pero puede ser valiosa periódicamente para verificar si hay problemas de arrastre mecánico de los tambores de vapor. Los separadores de vapor defectuosos o dañados son una causa común de arrastre mecánico.

Referencias

1. Pautas de química del ciclo para generadores de vapor de recuperación de calor/ciclo combinado (HRSG), EPRI, Palo Alto, CA: 2006. 1010438. Nota: EPRI publicó una versión actualizada de este documento en 2013.
2.  Buecker, B. y S. Shulder, “Aspectos Básicos de la Química del Ciclo de la Planta de Energía”; seminario previo a la conferencia para el 35.^o Taller Anual de Química de Servicios Eléctricos, 2 de junio de 2015, Champaign, Illinois.

Acerca de los autores

Luis Carvalho

Fundador y propietario de Industrial Water Treatment Academy (iwtA)

Luis Carvalho es ingeniero químico e ingeniero profesional con licencia en Ontario, Canadá, con más de 35 años de tratamiento de agua industrial de base amplia. Su base de conocimientos incluye química del ciclo de calderas de alta presión, incluidos FAC, RO, UF, EDI y tecnología de agua de enfriamiento. Es fundador y propietario de la Academia Industrial de Tratamiento de Agua (iwtA) y recientemente ocupó el puesto de ingeniero principal en ChemTreat durante 8 años, donde fue responsable del liderazgo técnico en el tratamiento de calderas de alta presión en una gran cantidad de industrias en todo el mundo. Luis desempeñó un papel importante en la definición de nuevos criterios para la pureza del vapor para su uso en turbinas e introducción de cambios en las pautas de pureza del vapor de décadas de duración. Ganó el premio Paul Cohen en 2006 en la Conferencia Internacional del Agua. En 2018, Luis fue presidente del Subcomité Técnico de Fuga de Aire en Sistemas de Vapor-Agua de la Asociación Internacional de Propiedades de Agua y Vapor (International Association of the Properties of Water & Steam, IAPWS).

Tom Nix

Consultor sénior del personal técnico

Tom Nix es un experto técnico de confianza con décadas de experiencia en tratamiento de agua industrial. Nix está bien versado en una amplia gama de aplicaciones, que incluyen aclaración de afluentes, ablandamiento, desmineralización, ósmosis inversa, tratamiento de agua de enfriamiento, tratamiento de calderas de baja y alta presión y tratamiento de aguas residuales. Tiene una licenciatura en Biología Ambiental de la Universidad de Texas en Austin. 

Brad Buecker

Presidente de Buecker & Associates, LLC

Brad Buecker es presidente de Buecker & Associates, LLC, y más recientemente se desempeñó como Publicista Técnico Sénior en ChemTreat, Inc. Tiene más de cuatro décadas de experiencia en la industria de la energía o la apoya, gran parte de ella en química de generación de vapor, tratamiento de agua y control de calidad del aire. Buecker tiene una licenciatura en Química de la Universidad Estatal de Iowa. Ha sido autor o coautor de más de 250 artículos para varias revistas técnicas de comercio y ha escrito tres libros sobre química de plantas de energía y control de contaminación del aire. Se desempeña en la Junta Asesora Editorial de Tecnología del Agua y es miembro de ACS, AIChE, AIST, ASME, NACE (ahora AMPP) y el comité de planificación del Taller de Química de Servicios Públicos Eléctricos.

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