Monitoreo químico en línea: Una necesidad crítica para los generadores de vapor de recuperación de calor

Monitoreo químico en línea: Una necesidad crítica para los generadores de vapor de recuperación de calor

Brad Buecker, ChemTreat y Ken Kuruc, Hach

Con la disminución de la generación de energía a carbón y el alza en las energías renovables, un punto medio entre ambas ha sido y continúa siendo una generación de energía de ciclo simple y, en especial, combinado, con el gas natural siendo el combustible primario.

Algo muy común para las plantas de energía de ciclo combinado existentes y planificadas, es la operación con el mínimo de personal. Para la porción de turbinas de gas de estas plantas, la operación “delgada y directa” puede ser satisfactoria. Pero, a menudo, se ignora que los generadores de vapor de recuperación de calor (heat recovery steam generators, HRSG) requieren una atención significativa para prevenir la corrosión y la deposición en estas unidades, lo que podría afectar la disponibilidad de la unidad e incluso amenazar la seguridad de los empleados en algunos casos. Este artículo se centra en los análisis críticos de química de agua/vapor en línea que son necesarios para que el personal de planta optimice el rendimiento y la confiabilidad de los HRSG.

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
  • Agua de alimentación o entrada al economizador
  • Agua de caldera
  • Vapor saturado
  • Vapor principal y recalentado

Sistema de tratamiento de aporte

Incluso en los generadores de vapor más herméticos, una pequeña cantidad de agua/vapor de proceso se escapa continuamente. Estas pérdidas deben reponerse con agua de alta pureza. Esto es lo más común, ya que el proceso central de los sistemas de aporte es la ósmosis inversa (reverse osmosis, RO) seguida por intercambio iónico de lecho mixto (mixed-bed ion exchange, MBIX) o electrodesionización (EDI) para “pulir” el efluente de RO. Por lo general, las unidades de RO incluyen una serie de instrumentos para monitorear el rendimiento del sistema, incluyendo presión, temperatura, flujo y conductividad específica, que son objeto de un análisis por separado. La siguiente lista describe el límite superior recomendado para los tres parámetros de muestreo recomendados del efluente del sistema de aporte.

  • Conductividad específica (specific conductivity, S.C.): ≤0,1 µS/cm
  • Sílice: ≤10 partes por mil millones (parts per billion, ppb)
  • Sodio: ≤2 ppb

Estas mediciones garantizan que se distribuya agua de alta pureza 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.

(Nota: en esta y en las siguientes secciones, se incluye el límite superior normal o el rango para cada parámetro. Estos datos y muchos otros detalles pueden encontrarse en documentos publicados por el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica [Electric Power Research Institute, EPRI]. Sin embargo, estos documentos generalmente están disponibles solo para los miembros del EPRI. La Asociación Internacional para las Propiedades de Agua y Vapor [International Association for the Properties of Water and Steam, IAPWS] ofrece documentos técnicos que tienen información similar, aunque más resumida, que se puede descargar desde su sitio web, www.iapws.org.)

Descarga de la bomba de condensado (CPD)

En las unidades de potencia generadoras de vapor, la ubicación principal para el ingreso potencial de contaminantes es el condensador, y particularmente los condensadores enfriados por agua en los que una fuga en los tubos permite que el agua de enfriamiento se infiltre en el condensado de alta pureza. La infiltración de agua de enfriamiento introducirá una variedad de impurezas al generador de vapor, las cuales, cuando se someten al entorno riguroso en las calderas (el término común para los HRSG es evaporadores) puede causar problemas graves.

Los análisis continuos de descarga de la bomba de condensado (Condensate Pump Discharge, CPD) recomendados son:

  • Conductividad catiónica (conductivity after cation exchange, CACE): ≤0,2 µS/cm
  • S.C.: consistente con el pH
  • Sodio: ≤2 ppb
  • Oxígeno disuelto: ≤20 ppb
  • pH: 9,6 a 10,0 (este es el rango de pH para el diseño de HRSG más común, de triple presión, de tipo de presión baja con alimentación hacia adelante. El rango puede ser un poco distinto para otros diseños de HRSG).

El análisis de CACE, S.C., pH y sodio refleja los parámetros para la descarga de la bomba de condensado. Las mediciones pueden proporcionar una redundancia valiosa para determinar si una posible inestabilidad se debe a un problema real o un error de instrumento.

Observe la inclusión de hierro en esta lista. El monitoreo del hierro proporciona una medición directa de FAC (o, con suerte, de la falta de esta) y la efectividad correspondiente del programa químico del agua de alimentación. Generalmente, el 90 % o más de los productos de corrosión del hierro generados por FAC son de naturaleza particulada. Existen varios métodos para monitorear la corrosión del acero al carbono, incluyendo los siguientes:

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

Con respecto al último método, se dispone de técnicas mejoradas de obtención de muestras en las cuales, con el tratamiento de muestra adecuado, es posible realizar mediciones de hierro de hasta 1 ppb. Este método puede proporcionar datos casi en tiempo real de las tasas de corrosión, aunque en forma de fotografía instantánea.

Fig. 1. Unidad de digestión de hierro/espectrofotómetro para muestras. Fotografías cortesía de Hach.

Una combinación de un análisis colorimétrico simple de laboratorio de hierro total con un láser sensible con un analizador nefelométrico también puede proporcionar un método para el monitoreo rentable, cuantitativo y en tiempo real de la corrosión.

Fig. 2. Un nefelómetro montado en un panel de muestra de agua/vapor. Fotografía cortesía de Hach.

Cuando se calibra adecuadamente, las unidades de medición nefelométricas proporcionadas por el instrumento pueden correlacionarse con los valores totales de concentración de hierro. La concentración de hierro del agua de alimentación es un indicador directo de la corrosión del acero. Sin embargo, cualquiera de varias especies químicas podría estar presente dependiendo de la química del agua de alimentación empleada en el proceso. Estas incluyen Fe3O4 (magnetita, color gris-negro), óxido de hierro α (III) (hematita, color rojo) y una concentración generalmente menor de hierro disuelto. Cada una de estas especies químicas produce una respuesta nefelométrica distinta a la luz visible. La magnetita negra absorbe más y refleja menos luz que la hematita roja. El hierro disuelto no produce ninguna respuesta nefelométrica. Además, los productos de corrosión varían en tamaño desde submicras hasta 10 μm de diámetro, con un diámetro promedio de 1 μm. [2] Este rango de tamaño presenta otro desafío para el monitoreo de partículas dado que los nefelómetros responden de manera distinta a distintos tamaños de partículas.

Estas variables hacen imposible crear una calibración nefelométrica universal para la cuantificación de productos de corrosión. Una calibración adecuada para una ubicación de muestra en particular con características de corrosión particulares no será precisa para una aplicación distinta con parámetros distintos. Por lo tanto, la cuantificación del hierro total mediante nefelometría se debe lograr mediante una calibración específica al sitio.

Agua del evaporador (caldera)

El muestreo de agua del evaporador es crítico por varios motivos. En primer lugar, un control deficiente de la química y/o un monitoreo deficiente pueden permitir un arrastre inaceptable del exceso de impurezas al vapor. En segundo lugar, la mayoría de los HRSG son unidades de presión múltiple, donde la química en cada circuito es distinta de los otros circuitos. Es necesario un monitoreo integral para garantizar la química adecuada en todo el generador de vapor. En tercer lugar, los flujos de calor más altos ocurren dentro de los evaporadores, y particularmente el evaporador de alta presión, de los HRSG. Los efectos del ingreso de impurezas o de la mala química se ven magnificados por las altas temperaturas y presiones en estos circuitos. Considere el problema clásico del daño por hidrógeno, que ha afectado las unidades de alta presión durante décadas.

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

La generación de ácido es problemática por sí sola, pero los átomos de hidrógeno muy pequeños penetrarán la matriz de acero y luego reaccionarán con el carbono en el acero.

La formación de moléculas de metano voluminosas induce agrietamientos, lo que puede llegar a inducir fallas con muy poca pérdida de metal.

Fig. 3. Daño por hidrógeno. Observe la falla de labio grueso, mostrando poca pérdida de metal.

El autor Brad Buecker observó una vez los efectos posteriores del daño grave por hidrógeno en un generador de vapor convencional de 1250 psig, donde la extensa corrosión requirió un reemplazo completo de los tubos de la pared de agua. [3] El daño por hidrógeno sigue siendo uno de los mecanismos de corrosión principales en los generadores de vapor modernos por lo que, como indica la siguiente lista, 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

El lector notará que no hay límites directos para la mayoría de los parámetros, con la excepción de un límite inferior de pH “de caída libre” para el pH. Esto se debe al hecho de que los límites o rangos de control son variables en función de la presión de la caldera. Las guías del EPRI y la IAPWS proporcionan detalles sobre cómo calcular los rangos adecuados para cualquier sistema, en los que pueden ser necesarios algunos ajustes en función de los datos operativos.

Es necesario hacer un comentario con respecto al fosfato. Durante décadas, el fosfato trisódico (Na3PO4) ha sido un producto químico central de tratamiento de agua de calderas en muchas unidades de domos. Sin embargo, el control de la concentración de fosfato es difícil debido a la solubilidad inversa del compuesto, también conocida como “desaparición”, por encima de 149 °C. Algunos miembros del personal de la planta, especialmente en la industria de la energía, han cambiado a una alimentación cáustica (NaOH) para eliminar la desaparición del fosfato, pero es necesario tener mucho cuidado con estos programas para prevenir la formación de ranuras cáusticas en los tubos de la pared de agua. Para evitar tales problemas, la inclusión de un pulidor de condensado en el diseño de la unidad ofrece la oportunidad de eliminar fosfato o material cáustico del programa de tratamiento de agua de calderas.

Vapor

Las mediciones de la pureza del vapor son extremadamente importantes, en gran parte porque la turbina es la pieza de equipo más finamente mecanizada y costosa en todo el sistema. La deposición de contaminantes en los álabes de la turbina pueden provocar corrosión y posibles fallas en los álabes, lo que representa una situación potencialmente catastrófica con la turbina girando a varias miles de rpm. Los parámetros de monitoreo central incluyen los siguientes:

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

El sodio proporciona una indicación directa de sal o remanente de hidróxido de sodio con el vapor. Las sales se asentarán en las últimas filas de la turbina de baja presión, donde pueden causar picaduras y subsecuentes agrietamientos por corrosión por estrés (stress corrosion cracking, SCC) y fatiga por corrosión (corrosion fatigue, CF) de los álabes y rotores de la turbina. El arrastre de hidróxido de sodio es un problema muy grave, ya que el material cáustico puede inducir rápidamente el SCC de los componentes de la turbina.

La CACE proporciona una medición indirecta del arrastre de cloruro y sulfato, y el valor de ≤0,2 µS/cm ha sido una pauta desde hace mucho tiempo para los fabricantes de turbinas. Sin embargo, se sospecha de la exactitud de la CACE para cloruro y sulfato. Ahora está disponible la instrumentación confiable para monitorear los niveles de traza de estas dos impurezas. [4] Los límites actuales recomendados para cloruro y sulfato son 2 ppb, pero en una unidad bien operada pueden y deben ser mucho más bajos.

Desde hace mucho tiempo se sabe que la sílice en vapor se precipitará en los álabes de la turbina. Si bien el compuesto no es corrosivo, puede influir en la aerodinámica de la turbina y reducir su eficiencia. De ahí el límite anterior recomendado de 10 ppb.

Hay varios puntos de muestreo de vapor disponibles en las unidades generadoras de energía. Estos incluyen muestras vapor saturado, principal y recalentado. El vapor principal y el vapor recalentado son los más importantes, ya que proporcionan datos sobre las impurezas que ingresan directamente a la turbina, lo que también puede provenir del agua contaminada de atemperación. El análisis del vapor saturado es menos importante en forma continua, pero puede ser valioso periódicamente para verificar si hay problemas mecánicos de arrastre de los domos de vapor, siendo una causa común el daño o fallo de los separadores de humedad en los tambores. El monitoreo de sodio es mejor para esta evaluación.

Exención de responsabilidad: Esta discusión representa una buena práctica de ingeniería desarrollada durante muchos años de investigación y experiencia práctica. Sin embargo, es responsabilidad de los propietarios de planta desarrollar sistemas de monitoreo confiables basados en la consulta con expertos de la industria. Muchos detalles adicionales se incluyen en el diseño y la posterior operación de un sistema de muestreo químico de agua/vapor.

Referencias

  1. Buecker, B., Kuruc, K., y L. Johnson, “The Integral Benefits of Iron Monitoring for Steam Generation Chemistry Control”; Power Engineering, enero de 2019.
  2. Kuruc, K., y L. Johnson, “New Findings on Monitoring Flow-Accelerated Corrosion”; Proceedings of the 35th Annual Electric Utility Chemistry Workshop, 2 al 4 de junio de 2015, Champaign, Illinois.
  3. B. Buecker, “Condenser Chemistry and Performance Monitoring: A Critical Necessity for Reliable Steam Plant Operation”; Proceedings of the 60th Annual International Water Conference, 18 al 20 de octubre de 1999, Pittsburgh, Pennsylvania.
  4. B. Buecker, “An Advancement in Steam Turbine Chemistry Monitoring”; Power Engineering, marzo de 2018.

Acerca del autor: Brad Buecker es publicista técnico sénior en ChemTreat. Tiene 35 años de experiencia en la industria energética o afiliado a esta, gran parte de ellos en posiciones de química de generación de vapor, tratamiento de agua, control de calidad del aire e ingeniería de resultados con City Water, Light & Power (Springfield, Illinois) y la estación La Cygne, Kansas, de Kansas City Power & Light Company. También pasó dos años como supervisor de agua/aguas residuales en una planta química. Buecker tiene una licenciatura en química de la Universidad Estatal de Iowa con trabajos adicionales en mecánica de fluidos, balances de energía y materiales y química inorgánica avanzada. Es miembro de la Sociedad Estadounidense de Química (American Chemical Society), Instituto Americano de Ingenieros Químicos (American Institute of Chemical Engineers), Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (American Society of Mechanical Engineers), Asociación de Tecnología del Hierro y del Acero (Association of Iron and Steel Technology), Instituto de Tecnología de Enfriamiento (Cooling Technology Institute) (a través de la membresía corporativa), Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión (National Association of Corrosion Engineers), el Comité de Planificación del Taller de Química de plantas eléctricas, el Comité de Química Ambiental y Plantas de Energía patrocinado por EPRI y el Comité de Planificación de Power-Gen International. Buecker ha redactado muchos artículos y tres libros sobre plantas de energía y temas de química de agua/vapor. Puede comunicarse con él al correo bradley.buecker@chemtreat.com.

Ken Kuruc es gerente de cuentas de la industria para Fossil Power en Hach. Tiene 25 años de experiencia en el trabajo con la industria energética, principalmente en torno al ciclo de vapor. Su enfoque en los primeros años ha sido con gases disueltos para el monitoreo de la corrosión como parte de Orbisphere, que desde entonces se ha integrado a Hach. Kuruc tiene una licenciatura en química de la Universidad John Carroll (University Heights, OH) y ha presentado este tema junto con otras personas en conferencias de energía en los EE. UU. Puede comunicarse con él al correo kkuruc@hach.com.

Este artículo fue publicado originalmente en la revista Power Engineering. La versión original en Inglés puede encontrarse en el sitio web de Power Engineering: https://www.power-eng.com/2020/05/01/on-line-chemistry-monitoring-a-critical-necessity-for-heat-recovery-steam-generators/

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