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Aug 14, 2023

Establecer procesos de tratamiento para obtener alta confiabilidad.

El personal de química de cogeneración a menudo se enfrenta a desafíos adicionales a los que enfrentan sus homólogos de las centrales eléctricas. Es necesaria una planificación cuidadosa y una buena vigilancia para minimizar la corrosión y

El personal de química de cogeneración a menudo se enfrenta a desafíos adicionales a los que enfrentan sus homólogos de las centrales eléctricas. Es necesaria una planificación cuidadosa y una buena vigilancia para minimizar la corrosión y la contaminación en estos sistemas.

En la Parte 1 de esta serie, examinamos métodos para producir agua de alta pureza para calderas de cogeneración y energía de alta presión. La corrosión y la formación de incrustaciones son amenazas muy reales sin una composición prístina. Los métodos de reposición menos rigurosos suelen ser adecuados para la cogeneración de baja presión o las calderas de vapor industriales, pero con demasiada frecuencia se presta poca atención a la operación y el mantenimiento del sistema de reposición, lo que da como resultado fallas en los tubos de la caldera. Examinamos algunas de las cuestiones más importantes en esta entrega.

La Figura 1 proporciona un esquema básico de una configuración de cogeneración común.

Figura 1. Diagrama de flujo genérico de un sistema de cogeneración. Es posible que el intercambiador de calor de purga y el calentador de agua de alimentación no estén presentes en algunas configuraciones. Tenga en cuenta las múltiples líneas de retorno de condensado. Ilustración cortesía de ChemTreat, Inc.

Dependiendo de la presión y el diseño de la caldera, y de los procesos atendidos por el vapor de la caldera, el tratamiento de reposición puede variar desde ablandamiento de sodio hasta ósmosis inversa y quizás incluso los arreglos de alta pureza descritos en la Parte 1. Para generadores de vapor con una presión de 600 psig, ablandamiento de sodio, Es común que a menudo se combine con equipos posteriores para eliminar la alcalinidad. La Figura 2 a continuación es un extracto tomado de la reciente revisión de las pautas para el agua de calderas industriales de la Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos (ASME) (1). Este extracto proporciona información sobre los límites de nivel de impurezas para generadores de vapor industriales con tubos de agua de baja a media presión. Las pautas completas están disponibles en ASME a un costo muy razonable y deberían estar en la biblioteca de cualquier planta industrial con generadores de vapor.

Figura 2. Datos extraídos de la Tabla 1, Referencia 1: “Objetivos químicos del agua sugeridos para tubos de agua industriales con sobrecalentador”

Si bien los químicos de las centrales eléctricas están (o deberían estar) familiarizados con los requisitos estrictos para sus unidades de alta presión (a los que volveremos en partes posteriores de esta serie), en este extracto se destacan varias pautas para las calderas de baja presión. Éstas incluyen:

Consideremos estos elementos con mayor detalle con la ayuda de las Referencias 2 y 3.

Excursiones de dureza

Un comentario/pregunta muy común que los expertos en química de generación de vapor reciben de los operadores de calderas industriales es: "Estamos sufriendo repetidas fallas en los tubos de las calderas, ¿pueden ayudarnos a encontrar la fuente?". Uno de los primeros elementos que suele examinar un especialista es el ablandador de sodio. Una y otra vez, el consultor aprenderá que los problemas con el suavizante han sido comunes pero que la planta continúa funcionando con agua de reposición fuera de las especificaciones que llega a la caldera. Las figuras 2 y 3 ilustran el resultado típico de fallos y mal funcionamiento del suavizante.

Figura 4. Protuberancias y ampollas en el tubo de una caldera por sobrecalentamiento debido a depósitos internos. Foto cortesía de ChemTreat, Inc.

Una enfermedad común en muchas plantas, que este autor ha observado directamente en varias ocasiones, es la intensa concentración del personal de la planta en la química y la ingeniería de procesos, sin prestar suficiente atención a los generadores de vapor (y a los sistemas de refrigeración) hasta que las fallas comienzan a causar paradas de las unidades que afectan la producción. . El agua y el vapor son el elemento vital de muchas plantas, y descuidar estos sistemas pone en peligro el funcionamiento de la planta y, a veces, la seguridad de los empleados.

Aparte de la captura de dureza, incluso los suavizantes de sodio bien utilizados no eliminan por sí solos ningún otro ion del agua de reposición. En calderas de baja presión con un buen control de purga, la mayoría de las impurezas pueden ser manejables. Sin embargo, las cuestiones relativas a la alcalinidad (la alcalinidad del agua cruda suele estar en forma de bicarbonato, HCO3–) merecen una discusión adicional.

El HCO3–, al llegar a la caldera, se convierte en gran medida en CO2 mediante las siguientes reacciones:

2HCO3– + calor → CO32- + CO2↑ + H2O Ec. 1

CO32- + calor → CO2↑ + OH– Ec. 2

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

CO2 + H2O ⇌ H2CO3 ⇌ H+ + HCO3– Ec. 3

El resultado puede ser la corrosión a largo plazo del acero al carbono.

Figura 5. Ranurado con ácido carbónico de una línea de retorno de condensado. Foto cortesía de ChemTreat, Inc.

Además, los productos de la corrosión del óxido de hierro se transportarán a los generadores de vapor y formarán depósitos porosos en los tubos de las calderas y otras partes internas. Estos precipitados pueden convertirse en sitios de corrosión bajo depósito (UDC) alimentada por impurezas en el agua de la caldera. El UDC generalmente aumenta en severidad al aumentar la presión y la temperatura de la caldera. A altas presiones, el UDC puede provocar daños por hidrógeno, un mecanismo de corrosión muy insidioso.

Algunos sistemas de reposición ablandados con sodio también tienen un descarbonatador de tiro forzado o un desalcalinizador de flujo dividido para eliminar la mayor parte de la alcalinidad del bicarbonato, pero incluso con este equipo los iones disueltos restantes en el agua cruda aún ingresan a la reposición de la caldera. Estas impurezas reducen los ciclos de concentración permitidos en la caldera, lo que conduce a una mayor purga. Si no se monitorean y controlan adecuadamente, pueden causar corrosión o aumentar la concentración de sólidos disueltos en el vapor de la caldera. En consecuencia, cada vez más popular es la ósmosis inversa (RO) para el tratamiento del agua de reposición. Incluso la RO de un solo paso eliminará el 99% o más del total de iones disueltos en el agua de reposición.

Figura 6. Diseño básico de una OI de dos etapas y un solo paso. La denominación de dos etapas proviene del tratamiento del rechazo de la primera etapa en una segunda etapa. (3)

Como comentamos en la Parte 1, la adición de un segundo paso al sistema de OI con pulido posterior mediante intercambio iónico o electrodosionización produce un maquillaje adecuado incluso para los generadores de vapor de más alta presión.

Los generadores de vapor que únicamente producen energía representan casi (generalmente) un circuito cerrado. Un sistema hermético puede tener solo un 1% de pérdida de agua. La fuente más común de ingreso de impurezas es un tubo o tubos con fugas en el condensador de la superficie del vapor. (Las unidades con condensadores enfriados por aire ofrecen otros factores a considerar). Por lo tanto, con un buen sistema de monitoreo químico en línea y personal atento de la planta, las fallas generalmente se pueden corregir rápidamente. La situación suele ser muy diferente en las unidades de cogeneración, donde el condensado podría regresar de cualquier número de procesos químicos de calentamiento/reacción. Considere el siguiente caso clínico.

Hace varios años, el autor y un colega fueron invitados a una planta de productos químicos orgánicos que tenía cuatro calderas de 550 psig con sobrecalentadores. El vapor proporcionó energía a múltiples intercambiadores de calor de la planta, con recuperación de la mayor parte del condensado. Cada uno de los sobrecalentadores de la caldera fallaba, en promedio, cada 1,5 a 2 años debido a la deposición interna y el posterior sobrecalentamiento de los tubos. La inspección de un haz de tubos de sobrecalentador extraído reveló depósitos de aproximadamente ⅛–¼ pulgadas de profundidad.

Una inspección adicional reveló que salía espuma de la línea de muestreo de vapor saturado de cada caldera, cuya causa se hizo evidente rápidamente. Entre los datos de los análisis de agua/vapor realizados por un proveedor externo se encontraban niveles de carbono orgánico total (TOC) de hasta 200 mg/L en el retorno de condensado. Compare esto con la recomendación de TOC del agua de alimentación <0,5 mg/L en la Figura 2. No se implementaron procesos de tratamiento ni sistemas de pulido de condensado para eliminar estos compuestos orgánicos aguas arriba de las calderas. Basándose únicamente en los datos de TOC, era fácilmente comprensible por qué salía espuma de las líneas de muestreo de vapor y por qué los sobrecalentadores acumulaban rápidamente depósitos y luego fallaban por sobrecalentamiento.

Para proteger los generadores de vapor de lo que podría ser una amplia variedad de impurezas, se necesita una planificación cuidadosa para determinar, entre otras cosas, qué contaminantes y en qué concentración pueden estar en el condensado de retorno. ¿Se pueden eliminar económicamente las impurezas mediante algún tipo de sistema de pulido de condensado? ¿Y qué corrientes pueden necesitar desvío directo a la planta de tratamiento de aguas residuales? Esta última cuestión, por supuesto, influye en el tamaño y los métodos de tratamiento del sistema de aguas residuales. Además, el vertido de condensado a la planta WWT requiere una mayor producción de agua de reposición y un sistema más grande en ese sentido.

Otro problema importante con las unidades de cogeneración y de vapor industriales es el control del oxígeno disuelto en el agua de alimentación. En septiembre y octubre de 2022, Power Engineering publicó una serie de cuatro partes del autor sobre la importancia de controlar la corrosión acelerada por flujo (FAC) en generadores de vapor con recuperación de calor (HRSG) de ciclo combinado. (4) Debido a que estos HRSG de alta presión requieren un aporte de alta pureza (conductividad catiónica ≤0,2 mS/cm) y, por lo general, no tienen aleaciones de cobre en el sistema de agua de alimentación, la química recomendada requiere una pequeña cantidad de oxígeno disuelto (OD) en el agua de alimentación sin alimento eliminador de oxígeno (el mejor término es agente reductor). Para unidades con desaireadores, puede ser necesario cerrar los respiraderos del desaireador para ayudar a mantener un OD residual en los circuitos del economizador. También puede ser necesaria una inyección de oxígeno suplementario. Para quienes revisan esta serie, tengan en cuenta que estas pautas son parte de un programa de química del agua de alimentación conocido como tratamiento de oxidación totalmente volátil (AVT(O)).

Sin embargo, debido a que la pureza de retorno del condensado en los generadores de vapor industriales y de cogeneración a menudo no cumple con las pautas de agua de alimentación de alta presión, el AVT(O) generalmente no es aceptable. La red de agua de alimentación también puede contener intercambiadores de calor con tubos de aleación de cobre, lo que niega aún más el AVT(O) como posible programa de tratamiento. En consecuencia, un requisito estándar es la alimentación de una amina alcalinizante para mantener el pH dentro del rango que se muestra en la Figura 2, además de desaireación mecánica y alimentación de agente reductor/eliminador de oxígeno para mantener concentraciones de OD muy bajas en el agua de alimentación. Esto, a su vez, requiere un monitoreo preciso de los productos de corrosión del hierro (y en ocasiones del cobre) del agua de alimentación para afinar los programas de tratamiento químico. El autor y sus colegas han informado sobre estos temas en artículos anteriores de Ingeniería Eléctrica. (5, 6)

Nota: El Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI) ha publicado un libro completo sobre la corrosión acelerada por flujo que se ofrece tanto a miembros como a no miembros de EPRI. (7)

La cogeneración se está volviendo cada vez más popular para la producción de energía y el calentamiento de procesos en muchas instalaciones, en gran parte porque la eficiencia neta es mucho mayor (y las correspondientes emisiones de dióxido de carbono son menores) que la generación de energía tradicional. (8) Sin embargo, el personal de química de cogeneración a menudo se enfrenta a desafíos adicionales a los que enfrentan sus homólogos de las centrales eléctricas. Es necesaria una planificación cuidadosa y una buena vigilancia para minimizar la corrosión y la contaminación en estos sistemas.

Referencias

Brad Buecker es presidente de Buecker & Associates, LLC, consultoría y redacción técnica/mercadeo. Más recientemente, se desempeñó como publicista técnico senior en ChemTreat, Inc. Tiene más de cuatro décadas de experiencia en el apoyo a las industrias de energía y tratamiento de agua industrial, gran parte de ella en puestos 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 (ahora Evergy). Su trabajo también incluyó 11 años con dos firmas de ingeniería, Burns & McDonnell y Kiewit, y también pasó dos años como supervisor interino de agua/aguas residuales en una planta química. Buecker tiene una licenciatura en química de la Universidad Estatal de Iowa con cursos adicionales en mecánica de fluidos, equilibrios de energía y materiales, y química inorgánica avanzada. Es autor o coautor de más de 250 artículos para varias revistas técnicas y ha escrito tres libros sobre química de plantas de energía y control de la contaminación del aire. Puede comunicarse con él en [email protected].