Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor

Proyecto Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales

Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor

Autor: Guillermo González Martín Tutor: Antonio Muñoz Blanco Doctor Ingeniero Industrial. Catedrático de Universidad

Departamento de Máquinas y Motores Térmicos Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2014

Guillermo González Martín

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Proyecto Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales

Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Autor: Guillermo González Martín

Tutor: Antonio Muñoz Blanco Doctor Ingeniero Industrial. Catedrático de Universidad

Departamento de Máquinas y Motores Térmicos Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2014

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Proyecto Fin de Grado: Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor

Autor: Guillermo González Martín Tutor: Antonio Muñoz Blanco

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, 2014

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Guillermo González Martín El Secretario del Tribunal

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A todos aquellos de los que alguna vez aprendí algo.

Guillermo González Martín

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Agradecimientos Al terminar el Grado con este trabajo, es justo echar la vista atrás y agradecer a todos aquellos que me ayudaron a conseguir el objetivo que me propuse hace cuatro años. En especial, mencionar a mi familia, que siempre han estado ahí, y por supuesto a mis amigos. En segundo lugar, agradecerle a mi tutor Don Antonio Muñoz su empeño, dedicación y entrega en todo momento.

Sin vosotros no podría haberlo logrado. Gracias a todos

Guillermo González Martín

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Resumen Este proyecto, consiste en la recopilación de información acerca de la importancia que tiene en las plantas de potencia de vapor, el fluido de trabajo, que en este caso es el agua y el vapor. Primero, empezamos con una breve introducción a las plantas de potencia de vapor. El siguiente punto y más importante consiste en valorar la calidad del agua, los tratamientos empleados y las consecuencias de un ciclo agua-vapor con impurezas, es decir, todos los problemas creados y los fallos de los mecanismos a los que lleva esta tratamiento incorrecto del agua. El tercer punto, trata del control y seguimiento que hay que hacer a ciertos parámetros del ciclo agua-vapor, para que estos no excedan sus límites. Por último, están las conclusiones, donde se valoran el tema económico, la pérdida de MW, las reparaciones, etc, debido a la mala calidad del fluido de trabajo.

Guillermo González Martín

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ÍNDICE GENERAL Páginas

1. Introducción a la Turbina de Vapor ………………………16 1.1. Antecedentes ………………………………………………………….16 1.2. Funcionamiento ………………………………………………………17 1.2.1. Partes ………………………………………………………………..18 1.2.2. Tipos de Plantas de Potencia de Vapor ……………………………19

1.3. Ciclo del Vapor ………………………………………………23 1.3.1. Presión, Temperatura y Humedad ………………………………..23

2. Tratamientos del Agua ……………………………………25 2.1. Importancia del Tratamiento Previo de las Aguas ………..25 2.2. Química del ciclo …………………………………………….30 2.2.1. Transporte Químico ……………………………………………….30 2.2.2. Tipos de Impurezas ………………………………………………..30 2.2.3. Parámetros Químicos de Control ………………………………… 32

2.3. Problemas Químicos y Mecánicos …………………………..33 2.3.1. Problemas …………………………………………………………..33 2.3.2. Problemas Químicos ……………………………………………….42 2.3.2.1. Compuestos Químicos …………………………………………42 2.3.2.2. Corrosión ………………………………………………………46 2.3.2.2.1. Introducción ……………………………………………………………..46 2.3.2.2.2. Ambientes Corrosivos …………………………………………………...52 2.3.2.2.3. Efecto de los Condensados ………………………………………………55 2.3.2.2.4. Tipos de Corrosión ………………………………………………………60

2.3.3. Problemas Mecánicos ……………………………………………...65 2.3.3.1. Arrastres ………………………………………………………..65 Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor 2.3.3.1.1. Introducción ……………………………………………………………….65 2.3.3.1.2. Causas ……………………………………………………………………..65 2.3.3.1.3. Prevención …………………………………………………………………66 2.3.3.1.4. Tipos ………………………………………………………………………67

2.3.3.2. Erosión …………………………………………………………..69 2.3.3.2.1. Introducción ……………………………………………………………….69 2.3.3.2.2. Causas ……………………………………………………………………..69 2.3.3.2.3. Prevención …………………………………………………………………69 2.3.3.2.4. Tipos ………………………………………………………………………69

2.3.3.3. Depósitos ………………………………………………………..73 2.3.3.3.1. Introducción ……………………………………………………………….73 2.3.3.3.2. Causas ……………………………………………………………………..74 2.3.3.3.3. Efectos …………………………………………………………………….78 2.3.3.3.4. Prevención …………………………………………………………………79

2.3.3.4. Sedimentación …………………………………………………..79

2.4. Tipos de Tratamientos ………………………………………..80 2.4.1. Selección del Tratamiento ………………………………………….80 2.4.2. Control de la Calidad del Agua en la Caldera …………………….84 2.4.3. Tratamientos en la Caldera ………………………………………..85 2.4.3.1. Tratamiento externo …………………………………………….89 2.4.3.2. Tratamiento Interno ……………………………………………..93 2.4.3.3. Régimen de Purgas ………………………………………………95

2.5. Estado Actual del Tratamiento de Aguas …………………..96

3. Monitoreo y Control ………………………………………..97 3.1. Introducción …………………………………………………...97 3.2. Calidad del Agua ………………………………………………103 3.2.1. Impurezas …………………………………………………………105 3.2.2. Tratamientos ……………………………………………………..113 Guillermo González Martín

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3.3. Problemas Mecánicos y Químicos …………………………….115 3.3.1. Corrosión …………………………………………………………115 3.3.2. Condensados ………………………………………………………..117 3.3.3. Dispositivos …………………………………………………………119

3.4. Normativa …………………………………………………….123 3.5. Estado Actual del Monitoreo …………………………….…127

4. Conclusiones ………………………………………………129 4.1. Tratamiento de las Aguas ……………………………………129 4.2. Problemas Químicos y Mecánicos …………………………….131 4.3. Monitoreo ………………………………………………………132 4.4. Económicas ……………………………………………………133

5. Bibliografía ………………………………………………134

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Índice de Figuras: Páginas Figura 1: Evolución anual de la potencia instalada …………………………….16 Figura 2: Participación de las centrales de vapor en el sistema eléctrico nacional 17 Figura 3: Esquema de Ciclo simple de Turbina de Vapor en planta de potencia Termoeléctrica con torre de refrigeración ………………………………………17 Figura 4: Turbina sin recalentamiento intermedio de un solo cuerpo ………….19 Figura 5: Turbina sin recalentamiento de dos cuerpos …………………………19 Figura 6: Turbina con recalentamiento intermedia constituida por varios cuerpos 20 Figura 7: Turbina con doble recalentamiento intermedio constituida por cuatro cuerpos …………………………………………………………………………. 20 Figura 8: Turbina de Condensación ……………………………………………20 Figura 9: Turbina de no condensación …………………………………………21 Figura 10: Turbina de flujo único ………………………………………………21 Figura 11: Turbina de doble flujo ………………………………………………21 Figura 12: Turbina de seis flujos ……………………………………………….21 Figura 13: Turbina tandem-compound …………………………………………22 Figura 14: Turbina cross-compound ……………………………………………22 Figura 15: Ciclo simplificado de Turbina de Vapor con recalentamiento intermedio en planta de potencia ……………………………………………………………….23 Figura 16: Típica Turbina con la localización de las zonas de deposición, corrosión y los problemas relacionados ………………………………………………………27 Figura 17: Transporte químico en una caldera convencional con calderín ……..30 Figura 18: Tipos de impurezas ………………………………………………….31 Figura 19: Causas típicas del deterioro de las turbinas de vapor ………………..34 Figura 20: Localizaciones de el ingreso de impurezas, corrosión y deposición en una turbina de vapor ………………………………………………………………….35 Figura 21: Los depósitos en el lado del agua de un tubo de caldera aíslan al metal del efecto enfriador del flujo de agua. Entonces, el metal en el lado de la llama puede sobrecalentarse ……………………………………………………………………. 36

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Figura 22: Diagrama de Mollier que muestra las regiones de deposiciones y condensados y su efecto en la corrosión ………………………………………..39 Figura 23: Localización de los efectos típicos causados por la corrosión ……..49 Figura 24: Localización de las grietas en los discos de turbinas ………………51 Figura 25: Diagrama de Mollier con las regiones de impurezas y de corrosión..53 Figura 26: Sección transversal de turbina de baja presión con la ubicación de los proceso físico-químicos ………………………………………………………..54 Figura 27: Contenido de oxígeno en la fase líquida en función de la temperatura de varias concentraciones de oxígeno a la entrada del vapor ………………………56 Figura 28: El efecto del flujo del vapor en el oxígeno disuelto en el condensado a 184 y 283 ºC …………………………………………………………………………..57 Figura 29: Diagrama esquemático que muestra el proceso de difusión del oxígeno en la capa de condensados ……………………………………………………………57 Figura 30: Concentración del oxígeno en la superficie del metal en función del tiempo para varios espesores de la capa de condensados ……………………………….58 Figura 31: Efecto del dióxido de carbono disuelto en la fase líquida en función de la temperatura de varias concentraciones a la entrada del vapor …………………..59 Figura 32: Álabes del rotor en una turbina de baja presión con los efectos de condensados tempranos …………………………………………………………60 Figura 33: Protección contra la erosión de los anillos situados entre los escalonamientos estacionarios ………………………………………………….61 Figura 34: Extracciones de humedad en las turbinas de alta presión ………….62 Figura 35: Extracciones de la humedad en los cuerpos de baja presión ……….62 Figura 36: Efectos de los arrastres en las tuberías de la caldera ……………….65 Figura 37: Separación Mecánica en un calderín ……………………………….67 Figura 38: Erosión del primer escalonamiento de una turbina de reacción con recalentamiento …………………………………………………………………70 Figura 39: Primer escalonamiento de la turbina de alta presión ……………….71 Figura 40: Diagrama de velocidades para mezcla agua-vapor ………………...72 Figura 41: Provisiones internas de remoción de humedades …………………..73 Figura 42: Patrones de deposiciones encontradas en plantas de vapor …………76 Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Figura 43: Ratio de distribución en función de la presión para varios valores del pH..77 Figura 44: Cantidad de sílice en función de la presión para varios valores del pH….77 Figura 45: Solubilidad de la sílice en función del volumen específico …………..78 Figura 46: Consecuencias de depósitos en la turbina sobre la presión de los escalonamientos …………………………………………………………………..79 Figura 47: Esquema de los rangos operativos de una caldera en equilibrio con EPT, CPT, PT …………………………………………………………………………...81 Figura 48: Contenido de Cloro en los condensados tempranos y en las películas líquidas en función del contenido de Cloro a la entrada del vapor ………………..83 Figura 49: Poliamida alifática filmante con radicales …………………………….86 Figura 50: Puntos de medida para él monitoreo en un reactor PWR ……………..99 Figura 51: Visión del monitoreo on-line de una turbina de vapor ………………..100 Figura 52: Equipo de medida de la conductividad catiónica ……………………..104 Figura 53: Gráfico de control EPT/PT ……………………………………………114 Figura 54: Muestreo y control de los parámetros fundamentales en una caldera con calderín que utiliza un tratamiento de fosfatos …………………………………….115 Figura 55: Concentración de impurezas en el drenaje de tuberías mojadas localizada en los condensados tempranos ………………………………………………………..118 Figura 56: El dispositivo de condensados tempranos de Alstom condensa el vapor sobrecalentado con enfriamiento por inyección ……………………………………118 Figura 57: Esquema de la instalación de los distintos equipos disponibles para las turbinas de baja presión …………………………………………………………….120 Figura 58: Instalación del colector/simulador de las deposiciones en la turbina de Vapor ………………………………………………………………………………121 Figura 59: Inyectores convergentes/divergentes de las turbinas de baja presión …..121 Figura 60: Instalación de un tomador de muestras en una turbina …………………123 Figura 61: Tomador de muestras de acero al carbono sobre el cual se observa corrosión general, picaduras y deposiciones sobre la superficie exterior ………………………123

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Índice de Tablas: Páginas Tabla 1: Típicas temperaturas, presiones y humedades(%), de entrada y salida de una turbina de 500 MW ……………………………………………………………..23 Tabla 2: Temperatura, presión y humedad(%), de una turbina PWR …………..24 Tabla 3: Temperaturas, a partir de las cuales comienzan los primeros condensados en LP, IP, HP ……………………………………………………………………….24 Tabla 4: Costes de los reemplazos y reparaciones y duración de las paradas …..28 Tabla 5: Principales contaminantes y sus efectos ……………………………….28 Tabla 6: Límites de la pureza del vapor para turbinas de vapor ………………..29 Tabla 7: 18 causas principales de paradas parciales y totales(1971-1980) …….34 Tabla 8: Mecanismos de fallos de los álabes de las turbinas de vapor …………37 Tabla 9: Causas de los fallos de los álabes …………………………………….38 Tabla 10: Principales problemas, sus causas y soluciones …………………………….39

Tabla 11: Potenciales estándares de oxidación-reducción ……………………..47 Tabla 12: Componentes de las turbinas que han experimentado corrosión ……50 Tabla 13: Localizaciones de las grietas en los discos y en el rotor, posibles mecanismos de corrosión y sus causas ……………………………………………………….50 Tabla 14: Depósitos de sílice encontrados en turbinas de vapor ……………….76 Tabla 15: Guía para la selección del tratamiento del agua ……………………..82 Tabla 16: Química de los primeros condensados y de las películas líquidas …...83 Tabla 17: Composición esperada en los lodos de calderas ………………………88 Tabla 18: Procesos unitarios aplicables al tratamiento de reemplazo de calderas que reduce o elimina estas imputezas …………………………………………………89 Tabla 19: Resumen de los procesos de ablandamiento de agua ………………….91 Tabla 20: Procesos de reducción de la alcalinidad ………………………………92 Tabla 21: Concentración de sílice en agua de caldera ……………………………92 Tabla 22: Procesos de reducción de la sílice …………………………………….93 Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Tabla 23: Reducción de lossólidos disueltos totales ……………………………..93 Tabla 24: Parámetros recomendados para el monitoreo en una turbina de vapor…99 Tabla 25: Puntos de muestreo y métodos sugeridos ……………………………..101 Tabla 26: Objetivos de control químico para calderas con calderín ……………..105 Tabla 27: Monitoreo relacionado con la química, escamas y deposiciones del aguavapor ………………………………………………………………………………106 Tabla 28: Localización de los puntos de inyección para tratamiento químico ……114 Tabla 29: Resumen de los dispositivos utilizados para el monitoreo de la corrosión..117 Tabla 30: Resumen de los dispositivos disponibles para la monitorización de las deposiciones, corrosión y erosión …………………………………………………119 Tabla 31: Mantenimiento anual de las turbinas de vapor europeas ………………125 Tabla 32: Mantenimiento de varios años de las turbinas de vapor europeas …….127

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1.Introducción: Turbina de Vapor

1.1. Antecedentes Una turbina de vapor es una turbomáquina motora, que transforma la energía de un flujo de vapor en energía mecánica a través de un intercambio de cantidad de movimiento entre el fluido de trabajo (entiéndase el vapor) y el rodete, órgano principal de la turbina, que cuenta con palas o álabes los cuales tienen una forma particular para poder realizar el intercambio energético. Las turbinas de vapor están presentes en diversos ciclos de potencia que utilizan un fluido que pueda cambiar de fase, entre éstos el más importante es el Ciclo Rankine, el cual genera el vapor en una caldera, de la cual sale en unas condiciones de elevada temperatura y presión. En la turbina se transforma la energía interna del vapor en energía mecánica que, normalmente, se transmite a un generador para producir electricidad. En una turbina se pueden distinguir dos partes, el rotor y el estátor. El rotor está formado por ruedas de álabes unidas al eje y que constituyen la parte móvil de la turbina. El estátor también está formado por álabes, no unidos al eje sino a la carcasa de la turbina. La turbina de vapor moderna fue inventada en 1884 por sir Charles Parsons, cuyo primer modelo fue conectado a una dinamo que generaba 7.5 kW de electricidad. La invención de la turbina de vapor de Parsons hizo posible una electricidad barata y abundante y revolucionó el transporte marítimo y la guerra naval. Las turbinas de vapor han ido evolucionando y desarrollándose cada vez más, siempre en busca de obtener una mayor eficiencia energética, alcanzando las turbinas de vapor actuales un rendimiento de un 45% aproximadamente. Hoy en día, la cuarta parte de la capacidad instalada en la península está asociada a tecnologías de turbina de vapor (nuclear, térmica de carbón y ciclo combinado).

Figura 1: Evolución anual de la potencia instalada

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Más de un tercio de la energía eléctrica producida (37%) está asociada a tecnologías de turbina de vapor.

Figura 2: Participación de las centrales de vapor en el sistema eléctrico nacional

1.2. Funcionamiento El ciclo básico de una turbina de vapor, basado en un ciclo de Rankine, consta de cuatro procesos básicos, todos ellos representables en un diagrama de Mollier: 1) 12: Incremento de presión del agua que sale del condensador y alimenta a la caldera 2) 23: Producción de vapor a elevada presión y temperatura (fluido de trabajo de la turbomáquina térmica) 3) 34: Generación de potencia mecánica/eléctrica por expansión del vapor en el conjunto turbina/alternador 4) 41: Condensación del vapor húmedo de escape de la turbina

Figura 3: Esquema de Ciclo simple de Turbina de Vapor en planta de potencia Termoeléctrica con torre de refrigeración Las turbinas pueden ser de acción o de reacción, siendo la principal diferencia la distribución de la caída de presión dentro de un escalonamiento de la turbina. En las turbinas de acción, la caída de presión se produce principalmente a través de los álabes Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor del estator, mientras que en las turbinas de reacción, la caída de presión es aproximadamente igual en el estator que en el rotor.

1.2.1. Partes Como se ha comentado anteriormente, una turbina de vapor se compone principalmente de una caldera, una turbina de vapor, de un condensador y de la bomba de alimentación a la caldera. También hay que tener en cuenta todos los demás equipos que permiten que estos cuatro funcionen y la planta de potencia de vapor produzca la energía deseada. Hay equipos auxiliares, como desgasificadores, precalentadores, recalentadores, etc, que estarán presentes en nuestra instalación dependiendo del tipo de instalación y del diseño de esta. Por otra parte, la mayoría de las instalaciones, además de tener los cuatro equipos básicos, también suelen ir acompañados de: -Álabes de la Turbina de Vapor -Discos, rotores, ejes, anillos de los álabes, carcasas, y diafragmas -Rodamientos y sistemas de lubricación Es necesario que haya un sistema de lubricación completo que ofrezca un lubricante de aceite limpio y fresco a los cojinetes de la turbina. Sistemas diseñados apropiadamente y con un mantenimiento de lubricante de aceite o de un fluido hidráulico es muy importante. -Vapor y Juntas de aceite -Válvulas de corte, de mariposa, y válvulas interceptadoras. Estas válvulas proporcionan protección contra la sobrevelocidad, que es fundamental para la turbina de vapor -Válvulas de Control -Admisión, Extracción, y las válvulas de retención (NRV) -Conexiones de la línea de vapor y Drenajes - Protección de exceso de velocidad

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1.2.2. Tipos de Plantas de Potencia de Vapor Para la tipología de turbinas, estas se pueden clasificar según la designación: - Designación asociada a la presión y al recalentamiento: La designación de una turbina por una presión puede también implicar la disposición del ciclo en lo que se refiere al recalentamiento intermedio. 1. Pequeñas unidades sin recalentamiento intermedio (hasta 50 MW) La turbina de vapor consiste en un solo cuerpo

Figura 4: Turbina sin recalentamiento intermedio de un solo cuerpo

2. Turbina grande sin recalentamiento (50-150 MW) La turbina de vapor está constituida por más de un cuerpo

Figura 5: Turbina sin recalentamiento de dos cuerpos

3. Grandes turbinas con un recalentamiento intermedio (150-1100 MW) La turbina está constituida por varios cuerpos

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Figura 6: Turbina con recalentamiento intermedia constituida por varios cuerpos

4. Grandes turbinas con doble recalentamiento intermedio (600-1100 MW) La turbina está constituida por cuatro cuerpos

Figura 7: Turbina con doble recalentamiento intermedio constituida por cuatro cuerpos

-Designación asociada a la presión de escape 1. Turbinas de condensación Descargan el vapor al condensador

Figura 8: Turbina de Condensación

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor 2. Turbinas de no condensación Descargan el vapor a una presión mayor que la atmosférica

Figura 9: Turbina de no condensación

-Designación asociada al número de flujos 1. Flujo único

Figura 10: Turbina de flujo único 2. Doble flujo

Figura 11: Turbina de doble flujo 3. Triple flujo, cuatro flujos, seis flujos, ocho flujos

Figura 12: Turbina de seis flujos Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor -Designación asociada a la tipología de las extracciones de vapor 1. Extracción no automática o incontrolada (La presión y el gasto de vapor extraído varían en función de la carga) Precalentamiento regenerativo del agua de alimentación 2. Extracción controlada o automática (La presión del vapor extraído es constante, controlada mediante válvulas) Turbinas con tomas intermedias para procesos

-Designación asociada a la orientación del eje 1. Tandem-Compound (Turbina y generador en el mismo eje)

Figura 13: Turbina tandem-compound 2.Cross-Compound (Montaje en dos ejes)

Figura 14: Turbina cross-compound

También se pueden dividir en dos grupos según lleve la caldera calderín, o no lleve calderín: -Calderas con calderín (Subcríticas) Circulación de agua en el evaporador: Natural(P160 bar) -Calderas sin calderín “once-through boilers” Pueden ser subcríticas o supercríticas(P>221,2 bar)

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1.3. Ciclo de Vapor

Figura 15: Ciclo simplificado de Turbina de Vapor con recalentamiento intermedio en planta de potencia

1.3.1. Presión, Temperatura y Humedad La distribución de la temperatura y presión del vapor varía de escalonamiento en escalonamiento en función del diseño de la turbina y de las condiciones operativas de ésta.

Tabla 1: Típicas temperaturas, presiones y humedades(%), de entrada y salida de una turbina de 500 MW

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Tabla 2: Temperatura, presión y humedad(%), de una turbina PWR Al ser muy variable la presión y la temperatura en la turbina de escalonamiento a escalonamiento, no es posible realizar afirmaciones sobre el contenido de humedad del vapor en la turbina y por tanto una determinación exacta de los lugares donde la condensación comienza a aparecer. Sin embargo, debe señalarse que existirán variaciones de las distribuciones de temperaturas y de presiones del vapor a lo largo de la turbina durante la operación de ésta, y especialmente durante los períodos de arranque y de parada. Por tanto, la línea de Wilson puede variar y así, la localización de las zonas con funcionamiento cíclico de “sequedad/humedad” en el vapor. Además la primera condensación puede aparecer a temperaturas mayores que la de saturación debido a un sobreenfriamiento local del vapor y a la presencia de impurezas.

Tabla 3: Temperaturas, a partir de las cuales comienzan los primeros condensados en LP, IP, HP

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2.Tratamientos del agua Definimos como control o tratamiento químico a la alteración de las características físico-químicas del fluido de trabajo, hasta adecuarlas a unos patrones predefinidos y deseados. Cuando se habla de control químico en una planta de potencia, para generación eléctrica, se está refiriendo a la química del agua, elemento principal como fluido térmico y como fluido de trabajo en las diferentes etapas. Esto implica hablar de: • Agua de refrigeración (si la planta se refrigera con agua, normalmente, en ciclo abierto o semiabierto). • Agua de caldera. Que irá a la turbina una vez producido el vapor.

El objetivo principal de un tratamiento químico en una planta es preservar la integridad de los materiales constituyentes de los diversos circuitos, manteniendo la operación de los sistemas de la planta en el nivel óptimo de disponibilidad, seguridad, fiabilidad, economía y eficiencia durante la vida útil de la instalación. Las condiciones fundamentales del tratamiento químico del agua son las siguientes: - Patrón químico deseado: Viene dado por el tipo de material utilizado en la construcción de los distintos elementos del proceso tratado. - Características físico-químicas originales de agua a tratar: La composición físico-química del agua varía según la procedencia del abastecimiento. - Tipo de circuito (abierto / cerrado). - Condiciones de funcionamiento (Temperatura y presión).

2.1. Importancia del Tratamiento Previo de las Aguas Para plantas de potencia de vapor, la operación más importante de O&M, Operación y Mantenimiento, es la de conseguir una producción y mantenimiento de agua de alta pureza para el ciclo de vapor. Mantener una buena calidad del agua de alimentación es un aspecto importante y fundamental de cualquier central eléctrica con turbina de vapor. Una planta que mantiene un buen nivel de pureza en el agua de alimentación logra los siguientes tres beneficios: 1. Ayudar a asegurar la máxima vida útil de sus calderas, turbinas de vapor, condensadores, y bombas. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor 2. Reducir los gastos de mantenimiento. 3. Mantener un rendimiento térmico óptimo Es necesario un conocimiento de tratamiento del agua tal que la corrosión y la frecuencia excesiva de acumulación de depósitos puedan ser prevenidos. Las turbinas requieren para operar, vapor de muy alta calidad, lo que implica disponer de agua de alimentación a caldera de alta pureza, requisitos del fabricante de la turbina, para garantizar su fiabilidad y período de garantía. La corrosión, ha sido el principal problema en las instalaciones de vapor a la hora de provocar fallos a los componentes principales, tales como calderas, generadores de vapor, turbinas, calentadores de agua, condensadores y las tuberías de la planta de vapor. El 50% de las paradas han sido asociadas a la corrosión. La prevención de los problemas de corrosión y de los distintos problemas relacionados con la composición química del agua en los ciclos de vapor, se consigue diseñando correctamente el ciclo, seleccionando los materiales adecuados y realizando una buena operación y un buen mantenimiento de las distintas unidades. Esta problemática conduce a los siguientes factores económicos: coste del reemplazamiento de la energía eléctrica y pérdidas de producción industrial. Entre las principales medidas preventivas, se destaca: revisiones del diseño, tratamiento del agua de alimentación al ciclo para conseguir la calidad del agua adecuada y el control de la calidad del agua y de la corrosión durante la operación del sistema. Los principales objetivos de estas medidas preventivas son: - Prevención/reducción de la corrosión de los distintos componentes del ciclo, lo cual se consigue a partir de un correcto diseño mecánico y termodinámico del ciclo, selección adecuada de los materiales y una correcta operación. - Operación de la planta a una máxima eficiencia y a una máxima capacidad de generación. -Optimización del tratamiento del agua y una reducción del coste de los aditivos químicos.

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Figura 16: Típica Turbina con la localización de las zonas de deposición, corrosión y los problemas relacionados El impacto financiero de la corrosión en las industrias que emplean instalaciones de producción de potencia mediante vapor, es de billones de dólares por año. El coste de producción de pérdidas es casi diez veces más alto que el coste de reparaciones. Ha sido demostrado por experimentos y experiencias de campo que hasta un 15 % de la pérdida de capacidad de generación de MW puede estar causada por la erosión y la acumulación de depósitos en álabes. Las actuales tendencias de inspección creciente de la turbina y los intervalos de limpieza hasta diez años y la extensión del período de la garantía hasta veinte años requieren el mejor control posible sobre depósitos, erosión, y corrosión de la turbina. Las causas de fondo de estos problemas incluyen: - La operación con una concentración alta de impurezas en vapor de la turbina. Se estima que cerca del 40 % de instalaciones de Estados Unidos y el 60 % de turbinas industriales funcionan con concentraciones altas de impurezas en vapor. - El diseño marginal de álabes y discos (las altas tensiones nerviosas constantes y vibratorias, impurezas no consideradas no visto que la concentración de la impureza y todo asignan propiedades de corrosión, materiales impropios) - El monitoreo escaso, impropio, o inadecuado de la química del vapor. El sodio y la conductividad de los cationes deberían ser monitoreados como mínimo y debería ser rutinario para impedir depósitos de sales e hidróxidos que pueden conducir a corrosión, pérdidas de eficiencia y de MW. Durante la resolución de problemas y el comisionando, deberían ser monitoreados otros parámetros adicionales. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor En muchos casos, el coste de la solución al problema es cero. Actualmente el 90% del conocimiento y de la tecnología necesaria para solucionar los problemas del sistema de vapor está disponible, es decir, los operarios solo tienen que buscarla y aplicarla. Component

Cost of Replacement ($ million)

Length of Outage (weeks)

150 - 200

26 - 52

70

52

Fossil Boiler Water Walls

5 - 12

20 - 32

Fixing Boiler Tube Leak

0.1 - 0.5

2 days

PWR Steam Generators BWR Piping

Secondary Superheater & Reheater (high temp. part)

5-8

12 - 26

Turbine Rotors (bladed)

5 - 20 (50)

6 - 12

Row of Blades

0.1 - 0.8

3 -8

Condenser Retubing

3 - 18

8 - 26

Feedwater Heater Retubing (one)

0.6 - 1.2

2 - 6'

Tabla 4: Costes de los reemplazos y reparaciones y duración de las paradas Los principales contaminantes y sus efectos son:

Tabla 5: Principales contaminantes y sus efectos Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Y los límites de pureza del vapor para turbinas es:

Tabla 6: Límites de la pureza del vapor para turbinas de vapor Con un control efectivo del ciclo químico, combinado con un diseño apropiado, selección de material, operación y mantenimiento, se pueden alcanzar las siguientes metas: • Pérdida de disponibilidad equivalente causada por fallos de tubos de caldera. • Picaduras de los álabes y la fatiga por corrosión de LP, corrosión bajo tensión del disco, pérdida de MW y eficiencia debido a la acumulación de depósitos. • Inspección de la turbina y el intervalo de la limpieza de 10 años. • Eliminación de la limpieza química de calderas. • Arranque más corto-optimización de la parada, de la capa protectora, y puesta en marcha. • Capa protectora de la caldera sin productos químicos adicionales. • Simple, instrumentación fiable-garantía de calidad/control de calidad, instrumentos directos en línea. • El muestreo representativo. • Control automático de aditivos químicos y de purga. • Enfoque de gestión óptimo de la química del ciclo. • Directrices operacionales para todas las condiciones de funcionamiento y tipos de ciclos de vapor.

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2.2. Química del Ciclo

El control de la calidad del agua de un ciclo de vapor requiere entender y conocer los procesos de transporte y las reacciones químicas involucradas en dicho ciclo, así como las posibles fuentes de impureza, los procesos de mayor concentración local de impurezas y las áreas sometidas a mayor tensión local, en las cuales se puede producir corrosión por tensión o corrosión por fatiga. También se debe tener en cuenta las altas velocidades y turbulencias, ya que fomentan la erosión y la corrosión.

2.2.1. Transporte Químico El conocimiento de las características del transporte de los compuestos químicos del ciclo es importante a la hora de seleccionar el tratamiento de agua, en el control de la calidad química del agua, en el control de las posibles fuentes de impurezas, en la búsqueda de posibles técnicas para mejora de la calidad del agua y para evitar los problemas de corrosión. La cinética de las reacciones químicas y la descomposición del oxígeno, aminas y dispersantes poliméricos también se debe tener en cuenta.

Figura 17: Transporte químico en una caldera convencional con calderín

2.2.2. Tipos de Impurezas Para mantener una baja concentración de impurezas(disueltas y suspendidas) en el ciclo y , concretamente, en la caldera y en la turbina, se debe evitar la entrada de impurezas en el ciclo y se deben eliminar las impurezas del ciclo.

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Figura 18: Tipos de impurezas Los operadores deben controlar la pureza química del agua, los disolventes, los conservantes y los agentes químicos usados durante la fabricación y el mantenimiento de los componentes del ciclo. Se debe implementar un adecuado muestreo químico y monitorización para detectar rápidamente la entrada de impurezas en el proceso. Las impurezas se eliminan principalmente a través de la purga de la caldera, filtración y desgasificación del agua del ciclo. Si los operadores controlan la entrada y la generación de impurezas, así como su eliminación en determinados puntos del ciclo y el uso de aditivos químicos, entonces también se está controlando las posibles deposiciones y los procesos de corrosión sobre las superficies de determinados componentes. Antes de aplicar estos compuestos químicos en el ciclo de vapor, se deben determinar sus propiedades, la experiencia debe ser verificada y, una vez transcurridas varias semanas desde la primera aplicación, la composición química del ciclo se debería analizar con mucho más detalle que durante una operación normal.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Tipos de impurezas: - Fuentes de impurezas en el vapor: La química del agua de alimentación al generador de vapor y la de reposición del ciclo es , generalmente, estrechamente controlada durante la operación normal de la turbina. Sin embargo, pueden existir altos niveles de impurezas en esta aguas debido a: Fallos en los sistemas de tratamiento (equipos de desmineralización y desgasificación); fugas desde el condensador; transitorios en la química del agua durante el arranque y la parada de la turbina; contaminación por productos derivados de corrosión en el generador de vapor, tuberías de agua de alimentación, etc. - Impurezas en las películas líquidas: -Cloruros -Otras especies no volátiles -Oxígeno -Dióxido de Carbono - Impurezas en los primeros condensados: En la región de comienzo del cambio de fase, se pueden formar condensados tempranos (gotas de agua) , debido a un sobreenfriamiento local del flujo de vapor. Las impurezas presentes en el vapor pueden también causar una condensación temprana del vapor, ya que la línea de condensación para las impurezas solubles, se encuentra por encima de la línea de transición para el vapor puro. Las impurezas en el vapor y en los condensados tempranos no se encuentran en equilibrio (hay algunas impurezas que permanecen en el vapor) -Impurezas en los depósitos: Existen dos mecanismos principales de deposición de impurezas sobre las superficies de la turbina, deposición desde el vapor sobrecalentado y evaporación de los condensados desde las superficies calientes -Química local en los pequeños huecos

2.2.3. Parámetros Químicos de Control Para conseguir un control químico correcto del agua de caldera en plantas de potencia hay que controlar y vigilar tres parámetros principales: • Oxígeno disuelto. • pH • Sales/ Conductividad. Guillermo González Martín

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Estos tres parámetros se pueden medir en continuo con la instrumentación propia de la caldera, o también de forma discontinua mediante análisis/revisiones periódicas. También es necesario conocer las concentraciones de los productos dosificados, sílice, cloro, metales tales como sodio, potasio, hierro o cobre. En función de estos criterios se eligen los parámetros principales de control químico: • Condiciones de trabajo (P y T). • Tipo de caldera (pirotubular(gases por los tubos), acuotubular (agua por lo tubos), un solo paso o vaporización directa). • El uso (vapor para turbina, vapor a proceso, otro uso). En el control químico, también es de vital importancia mantener los equipos de lubricación, drenaje y equipos auxiliares, en los parámetros químicos deseados, por ejemplo es necesario mantener el aceite, usado como lubricante y refrigerante, libre de suciedades, humedades, espumado y cualquier contaminante que pueda dañar a los cojinetes y a las válvulas.

2.3. Problemas Químicos y Mecánicos

2.3.1. Problemas Los principales problemas de las turbinas de vapor son la corrosión por picadura, la corrosión por fatiga, agrietamiento por corrosión bajo tensión(SCC), la erosión debido a las partículas sólidas, acumulación de deposiciones y la erosión debido a las gotas de agua de las etapas húmedas.

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Tabla 7: 18 causas principales de paradas parciales y totales(1971-1980)

Es fundamental evitar estos fenómenos, ya que el coste de la pérdida de producción es diez veces superior que el coste de las reparaciones. Estos problemas citados anteriormente, muchos de ellos están provocados por la introducción de impurezas en el sistema agua-vapor, llegando también, a causa de los desajustes provocados por estos problemas, a repercutir en el rendimiento de la turbina, en la calidad del vapor, en su condensación, duración y en la seguridad personal. Las causas más comunes del deterioro del comportamiento de la turbina son: la erosión por partículas sólidas, los depósitos, el incremento de las fugas y el daño debido al impacto de materiales extraños, que se combinan con las causas generales de pérdidas internas en la turbina (fricción en los perfiles, pérdidas secundarias, fugas, pérdidas por humedad, pérdidas de escape, etc).

Figura 19: Causas típicas del deterioro de las turbinas de vapor Guillermo González Martín

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Las impurezas se clasifican en tres: -Materias/sólidos en suspensión: Pueden ser muy diversas, tanto por su naturaleza (arena, arcilla, restos de roca; metales, materia orgánica más o menos coloidal), como por su tamaño. -Sustancias disueltas: Algunas materias orgánicas y fundamentalmente sales minerales (iones calcio, magnesio, sodio, potasio, hierro, bicarbonatos, cloruros, sulfatos, nitratos, etc). -Gases: oxígeno, anhídrido carbónico, nitrógeno, amoníaco, etc La probabilidad de daños por corrosión y por depósitos crece significativamente con la concentración de impurezas, y el daño es proporcional al tiempo de exposición. En la figura 19, se puede observar el ingreso de impurezas, la corrosión y deposición típicas de una planta de potencia de vapor

Figura 20: Localizaciones de el ingreso de impurezas, corrosión y deposición en una turbina de vapor En los sistemas de calderas, los tres problemas más importantes debido a estas impurezas, son: -Los depósitos: cada contaminante tiene una solubilidad definida en agua, y se precipitará cuando aquella sea excedida. Los componentes más comunes de los depósitos de calderas son fosfato de calcio, carbonato de calcio, hidróxido de magnesio, silicato de magnesio, varias formas de óxido de hierro, sílica adsorbida en los precipitados antes mencionados y alúmina.

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Figura 21: Los depósitos en el lado del agua de un tubo de caldera aíslan al metal del efecto enfriador del flujo de agua. Entonces, el metal en el lado de la llama puede sobrecalentarse

-La corrosión: El ataque de oxígeno se acelera por altas temperaturas y por un bajo pH. Aunque la eliminación del oxígeno del agua de alimentación de la caldera es el paso más importante para controlar la corrosión de la caldera, dicha corrosión puede ocurrir de todos modos. Un ejemplo, es el ataque directo de la superficie de acero de la caldera de vapor por el vapor a temperaturas elevadas, de acuerdo con la siguiente de reacción: 4

O+3Fe→

-Los arrastres: desde la caldera hacia el sistema de vapor, puede ser un efecto mecánico ó puede deberse a la volatilidad de ciertas sales del agua de la caldera, como la sílice y los compuestos de sodio, ó puede ser causado por el espumado. Después de la caldera, las impurezas son transportadas al vapor, mediante al menos tres mecanismos diferentes: -A altas presiones y temperaturas, las sales pueden disolverse en el vapor seco (transporte vaporoso). Siendo la solubilidad de las sales en el vapor función de la presión y temperatura del mismo y del coeficiente de partición (relación entre la concentración de sales en el vapor y en el agua). La solubilidad de las sales corrosivas en el vapor estudiada extensivamente estando dicho coeficiente establecido de forma típica en el rango de 10 -3 a 10-4, y aumenta con la presión y temperatura. -Las impurezas son también transportadas en el vapor mediante el arrastre de gotas de agua en el flujo de vapor desde la caldera (transporte mecánico). Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor -Asimismo puede haber un transporte de impurezas debido a la inyección de agua debido a los atemperadores de sobrecalentadores y recalentadores de control de temperatura.

Cuando el vapor entra en la turbina, las impurezas son transportadas a las superficies del metal mediante deposición (vapor a sólido) y condensación (vapor a líquido), formándose depósitos tanto en los cuerpos de baja presión(BP) como en los de alta y media(AP,MP). En las tablas 8 y 9 se ven los fallos principales en las turbinas de vapor:

Tabla 8: Mecanismos de fallos de los álabes de las turbinas de vapor

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Tabla 9: Causas de los fallos de los álabes

Los primeros condensados se producen incluso cuando la humedad del vapor es menor del 1%, debido a sobreenfriamientos locales y presencia de impurezas. Cuando la humedad del vapor es mayor del 1% , puede formarse una película continua sobre las superficies internas de la turbina. Las impurezas formadas sobre los álabes y los discos reducen el rendimiento de la turbina y causan picado (“pitting”), erosión y roturas por corrosión inducida por tensión mecánica (SCC).

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Figura 22: Diagrama de Mollier que muestra las regiones de deposiciones y condensados y su efecto en la corrosión

A causa de todos estos fallos, es necesario realizar un control exhaustivo de la pureza del vapor. La pureza del vapor está relacionada con el contenido de sólidos, líquidos y vapores que producen la contaminación del vapor. A modo resúmen, la tabla 10 agrupa los principales problemas, sus causas y soluciones de una planta de potencia de vapor:

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Tabla 10: Principales problemas, sus causas y soluciones

2.3.2. Problemas Químicos 2.3.2.1. Compuestos Químicos La situación ideal para trabajar en las condiciones idóneas de eficiencia energética y de producción industrial, sería un agua de alimentación completamente libre de impurezas. Desafortunadamente eso no es posible, por tanto, un tratamiento de agua para reducir en lo posible estas impurezas es necesario. Los principales daños ocasionados por los compuestos químicos originados en el sistema agua-vapor, debido a un mal tratamiento de las aguas de alimentación (feedwater) y de reposición (make-up), son los siguientes: -El calcio (Ca) escamas - Durante la evaporación, estos productos químicos se adhieren a las paredes del tubo de la caldera formando escamas. Su formación aumenta con la tasa de evaporación por lo que estos depósitos serán más pesados donde las Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor temperaturas de los gases son más altas. La escama es un no conductor de calor que conduce a una disminución de la transferencia de calor de los tubos de la caldera, y puede resultar en fallo del tubo debido a las temperaturas más altas del metal del tubo. -Magnesio (Mg) escamas - mismos problemas que con el calcio. -Sílice (SiO2) - La sílice se considera un material inerte de cara a la corrosión. Sin embargo, la sílice puede formar escamas a presiones por debajo de 600 psig. Por encima de 600 psig, la sílice empieza a volatilizarse. Estos depósitos cambian los componentes del recorrido del vapor. El grado de pérdida depende de la cantidad de depósitos, su espesor y su grado de rugosidad. Es imprescindible su eliminación por intercambio iónico, tanto para evitar su precipitación dentro de la caldera, prácticamente imposible de eliminar, como para evitar su paso a la fase vapor y su precipitación posterior en los álabes de las turbinas de vapor que puede desequilibrarlas. Los arrastres con el vapor son tanto más fuertes cuanto más elevadas son la presión, temperatura y concentración en el agua. Su presencia en el agua está en forma disuelta y /o colidal, y ambas formas deben eliminarse. -El sodio (Na) - (cáustica). La presencia de sodio (Na) en el vapor plantea el riesgo de deposición de álcalis y/o sales. Zonas sometidas a grandes esfuerzos en las turbinas de vapor y en las tuberías de la caldera, pueden ser atacados por hidróxido de sodio y provocar grietas debido a la corrosión bajo tensión. El control del sodio es necesario porque los compuestos de sodio tales como hidróxido de sodio y cloruro de sodio son dos importantes elementos de corrosión de la turbina, especialmente en relación a la picadura, la fatiga por corrosión, y el agrietamiento por corrosión bajo tensión de álabes de turbinas y discos. -Cloruro (Cl-R) – Los cloruros son unos de los contaminantes más corrosivos en la turbina. Son muy solubles en agua y por lo tanto, pueden arrastrarse con el vapor hacia la turbina de vapor. La fuente más común de contaminación de cloruro es por fugas del condensador. El monitoreo de los cloruros es necesario porque el cloruro causa los siguientes efectos: • Corrosión por fatiga, corrosión bajo tensión, y picaduras en las turbinas de BP. • La corrosión, daño por hidrógeno, y picaduras en las calderas. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor • La disminución del rendimiento del pulidor de condensados. • efecto sinérgico sobre la corrosión en presencia de oxígeno y de óxidos de cobre. -Sulfatos (SO4-R) - Los sulfatos constituyen otra impureza aniónica que puede contribuir a los fallos asociados a la corrosión en los elementos de la turbina. El seguimiento de sulfatos es necesario por las siguientes razones: • Sulfato de sodio en combinación con cloruro causa la corrosión de la turbina. • Sulfato en paradas, causa la corrosión de los componentes del lado del vapor. • Sulfato ácido puede causar la corrosión de la caldera y turbina. -Hierro (Fe) - Puede provenir de tuberías oxidadas y exfoliación de los tubos de caldera. El principal riesgo asociado con altos niveles de óxido de hierro en el vapor es la erosión por partículas sólidas, lo que provoca una erosión significativa de componentes de la trayectoria del vapor de la turbina de vapor, y la formación de depósitos en los escalonamientos iniciales de la turbina y con el posible bloqueo de las válvulas de entrada. El límite total de hierro es de 5 ppb, se basa en los datos de solubilidad para

.

-Cobre (Cu) - El principal daño asociado a altos niveles de cobre en el vapor es la pérdida de potencia asociada a la acumulación de depósitos. Este parámetro solamente es relevante en instalaciones con tubos de aleación de cobre en el condensador o en las tuberías de alimentación. Los óxidos de cobre actúan como oxidantes y fuentes de oxígeno. -Aceite - El aceite es un aislante térmico excelente, y la adhesión de aceite sobre superficies de los tubos expuestos a altas temperaturas puede causar sobrecalentamiento y daños en los tubos. -Oxígeno ( ) – El oxígeno se encuentra en el agua de alimentación y su presión parcial es relativamente alta, así que necesitará una temperatura de saturación cercana para disociarse él mismo del agua. El oxígeno en combinación con agua atacará al hierro y causará corrosión. La reacción se produce en dos pasos:

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor El hidróxido férrico es muy insoluble y precipita sobre superficies calientes. El precipitado se llama magnetita u oxidación. Cuanto más cerca esté el agua de la temperatura de saturación, se producirá más corrosión. El monitoreo de oxígeno es necesario debido a las siguientes razones: • La concentración óptima de oxígeno reduce la generación de productos de corrosión. • Alta concentración de oxígeno causa picaduras, particularmente en la interacción con cloruros y ácidos. • La corrosión de aleaciones de cobre en sistemas de condensado y de agua de alimentación es una función del oxígeno, dióxido de carbono, amoníaco y concentraciones. • El oxígeno se considera que promueve la fatiga por corrosión de tubos de caldera y discos de turbina y álabes. • Alta concentración de oxígeno reacciona con aleaciones de hierro y de cobre en el condensado / sistema de agua de alimentación para generar productos de corrosión, que posteriormente son transportados a la caldera, y esto conduce a un aumento de los requisitos de limpieza química y al fallo de los tubos de la pared de la caldera. • El oxígeno reacciona sinérgicamente con cloruro, lo que resulta en daño por hidrógeno de tubos de la caldera. El valor límite en el contenido de oxígeno se establece normalmente en torno a 5 ppb, pero pueden encontrase valores de hasta 25 ppb y de 50 ppb, cuando se realizan tratamientos oxigenados del agua. -Dióxido de Carbono ( )-( tuberías de vapor y de retorno.

). El ácido carbónico causará la corrosión en las

El dióxido de carbono puede originarse por fugas de aire del condensador o por la alcalinidad del bicarbonato ( ) en el agua de alimentación. -Materia orgánica - Materia oleosa orgánica puede causar la formación de espumas en la caldera, alto ensuciamiento de la resina del intercambior iónico, y también puede afectar a la caldera y a la corrosión de la turbina, dependiendo de las especies específicas presentes. Los compuestos orgánicos forman ácidos orgánicos por descomposición en la caldera y sobrecalentador, lo que resulta en la elevación de la conductividad de cationes. -pH - medida de su alcalinidad o acidez. Un pH por debajo de 7 indica acidez; más de 7 designa una condición alcalina. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Un pH bajo en zonas locales es la segunda causa más común de la corrosión en las calderas de acero dulce. La corrosión del acero dulce resulta en la formación de magnetita, un adherente apretado que actúa como una barrera entre el agua de la caldera y el acero. La reacción de corrosión se detiene después de que se forme una capa de magnetita uniforme. La corrosión puede continuar si esta película uniforma se ve interrumpida. Una condición ácida puede destruir la película de magnetita; Por lo tanto, el agua de la caldera se mantiene en el intervalo alcalino de un pH de 9,0 a 10,5. El monitoreo de pH es necesario debido a las siguientes razones: • La corrosión y la erosión-corrosión de los metales es una función del pH. • Un pH alcalino aumenta la estabilidad de la película de magnetita y reduce la solubilidad de la magnetita en el agua • Un pH alcalino del agua de la caldera (a temperatura) limita la volatilidad de los ácidos.

2.3.2.2. Corrosión 2.3.2.2.1 Introducción Podemos definir la corrosión como la reacción química o electroquímica que se produce entre un metal y el medio, que provoca su degradación y la pérdida de sus propiedades. La corrosión de los metales en los sistemas de agua de refrigeración y de calderas se produce en diferentes formas dependiendo de la condición del agua, temperatura, caudal, etc. El ataque químico comienza en la superficie y se propaga hacia el interior. Los iones metálicos por difusión a través de la matriz metálica se oxidan en la zona anódica y los electrones, difundidos de igual modo, reaccionan en el oxigeno disuelto en la zona catódica. Los metales siempre tienen una tendencia a volver a sus formas de origen natural. Los elementos metálicos se producen naturalmente en la forma de óxidos, sulfuros y carbonatos. En la fabricación de metal, el elemento metálico se separa de su óxido. Esto requiere una gran cantidad de energía. El metal o aleación resultante está en un estado de alta energía y, en las condiciones adecuadas, intentará volver a su más natural, de baja energía, estado de reacción. Se debe tener en cuenta que la corrosión metálica es el desgaste superficial que tiene lugar cuando los metales se exponen a ambientes reactivos.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Por tanto el resultado de la corrosión es la perdida de espesor y de cualidades mecánicas. En caldera y ciclo agua-vapor, las partes más afectadas de la instalación serán las partes frías, es decir, el circuito de alimentación y economizadores, ya que en las partes calientes se forma de manera natural una capa superficial de óxido de hierro denominado magnetita, que impide que la oxidación progrese al interior del metal, formando así una capa protectora. El fenómeno de corrosión puede verse acelerado debido a la presencia de organismos microbianos, bien porque éstos fabriquen especies agresivas, tales como protones o iones sulfuro, o bien porque actuén como catalizadores de las reacciones. Las reacciones de corrosión, son una combinación de una reacción de oxidación y otra de reducción. Si no hay reacción de reducción, no ocurrirá la reacción de oxidación. La tabla 11, muestra los potenciales estándares de oxidación-reducción:

Tabla 11: Potenciales estándares de oxidación-reducción En dichas reacciones hay que tener en cuenta también las series galvánicas(se aplica a aleaciones) aparte de la oxidación(se aplica a elementos y compuestos), ya que por ejemplo si un par de aleaciones enumeradas en la serie están acopladas, la aleación más alta en la lista se corroe más rápidamente que si se tratara de la misma aleación desacoplada, y la aleación más baja de la serie estará protegida, o corroída más lentamente que si fuera desacoplada.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Hay varios tipos de corrosión: - General: La corrosión general es el desgaste de un metal o aleación en un ambiente corrosivo, lo que resulta en una disminución real en el grosor o el tamaño de la estructura metálica original, se produce de manera uniforme sobre la superficie. - Pitting: Picaduras es una forma de corrosión localizada en la que una pequeña parte de la estructura metálica se corroe a un ritmo mucho más rápido que la mayor parte de la estructura. - Corrosión en las grietas: La corrosión en las grietas es otra forma de corrosión localizada. Ocurre en las grietas en estructuras metálicas. La corrosión de los materiales se acumula en el espacio de la grieta y crean un entorno muy localizado y muy corrosivo. - Corrosión bajo depósito: Este es un tipo especial de corrosión donde la grieta o espacio es causada por un depósito sobre la superficie metálica. Después de haberse formado el depósito, es difícil de detener la corrosión bajo depósito, porque los depósitos hacen que sea difícil conseguir que los inhibidores lleguen a la corrosión de la superficies metálicas que están sufriendo los ratios de corrosión más altos. - Corrosión galvánica: Cuando metales diferentes están conectados en una solución electrolítica bajo las condiciones adecuadas, un metal experimentará corrosión acelerada. - Impacto: El impacto es una forma acelerada de la corrosión que se produce cuando una superficie de metal, cubierto por una película protectora, está dañado por el desgaste mecánico, hidráulico o de abrasión. Los factores operacionales que afectan a los ratios de corrosión son: - La Temperatura: Como regla general, el aumento de temperatura aumenta las tasas de corrosión. Esto es debido al efecto de la temperatura en la cinética de reacción y la mayor tasa de difusión de muchos sub-productos corrosivos a temperaturas elevadas. - El pH: Las tasas de corrosión casi siempre aumentan al disminuir el pH (aumento de la acidez). Este es un resultado directo del aumento de la concentración de un ion agresivo ( ) y el aumento de la solubilidad de la mayoría de los productos potencialmente corrosivos. - La concentración de oxígeno: A medida que su concentración aumenta, las tasas de corrosión aumentan hasta que los ratios de difusión a las superficies alcanzan un máximo. - La velocidad del fluido: En general, cuanto mayor sea la velocidad, mayor será la velocidad de corrosión.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor -Sólidos Suspendidos: Un aumento en los niveles de sólidos suspendidos acelerará las tasas de corrosión. En las plantas fósiles, los fallos de tubos de calderas y álabes de turbina o errores en el discos son los problemas más graves. Algunos de los mecanismos de corrosión relacionados incluyen; caustic gouging, daño por hidrógeno, picaduras, oxidación junto a la chimenea, la fatiga por corrosión y corrosión bajo tensión. En ambas plantas fósiles y nucleares, los problemas con los sistemas de agua de servicio han incluido ensuciamiento, la sedimentación y diversas formas de corrosión (incluyendo microbiana inducida por la corrosión).

Figura 23: Localización de los efectos típicos causados por la corrosión Las picaduras y la corrosión por fatiga de álabes de la turbina y la corrosión bajo tensión de los discos son actualmente los dos problemas más costosos. A continuación, se pueden ver los principales problemas en las plantas de potencia de vapor y las zonas de grietas en el disco de una turbina con problemas debido a las impurezas y mecanismos de corrosión:

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Tabla 12: Componentes de las turbinas que han experimentado corrosión

Tabla 13: Localizaciones de las grietas en los discos y en el rotor, posibles mecanismos de corrosión y sus causas

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor En la siguiente figura, como ejemplo, se pueden ver zonas de grietas en el disco de una turbina con problemas debido a las impurezas y mecanismos de corrosión:

Figura 24: Localización de las grietas en los discos de turbinas Hay unos métodos de control que abarcan el control de la corrosión en general. La corrosión se produce más rápido a temperaturas elevadas. Se utilizan cuatro enfoques principales para evitar o minimizar la corrosión en los componentes del sistema: - El uso de aleaciones resistentes a la corrosión. Los aceros inoxidables se utilizan en recipientes de los reactores y las tuberías en las centrales nucleares, así como recalentadores de alta temperatura en plantas fósiles. Las aleaciones de níquel se utilizan ampliamente para aplicaciones especializadas tales como en los generadores de vapor de los PWR y dentro de los subcomponentes de reactores nucleares. Otras aleaciones de níquel se usan por ejemplo en sistemas de desulfuración de gases de combustión. Las aleaciones de titanio se utilizan principalmente para tubos del condensador. Aleaciones de cobre/níquel siguen siendo ampliamente utilizados debido a sus excelentes propiedades de transferencia de calor para la aplicación de intercambio de calor como la calefacción de agua de alimentación, pero debido a los efectos corrosivos nocivos del uso del cobre está disminuyendo. - Los tratamientos térmicos especializados. Gran parte de la corrosión en las plantas de energía, especialmente de aleaciones se localiza en los límites de grano. Tratamientos térmicos deben ser diseñados para optimizar las propiedades físicas de los materiales estructurales con su resistencia a la corrosión. - Características de diseño. Corrosión bajo tensión (SCC) y la corrosión de la grieta son dos de los problemas más graves de corrosión en la industria de la energía. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor La reducción de las tensiones locales y aplicadas tanto durante la fabricación y el tratamiento térmico posterior, así como in-situ, técnicas de reducción de estrés son importantes para las estrategias de mitigación del SCC. Del mismo modo, los diseñadores tienen cuidado para eliminar las grietas en los generadores de vapor, grandes turbinas y otros componentes. Impurezas concentradas pueden conducir a una corrosión acelerada. - Control del entorno. En las plantas de energía nuclear y fósiles convencionales de hoy en día, el agua ultrapura se utiliza como fluido de trabajo para producir electricidad por el ciclo de Rankine. El agua se purifica usando intercambio iónico, filtración y otros procesos para eliminar las impurezas antes de añadir el agua para el ciclo de vapor. Aditivos orgánicos e inorgánicos se utilizan para proporcionar una mayor protección a la corrosión. La concentración de elementos corrosivos en las superficies de la turbina debe mantenerse baja a menos que un mecanismo de concentración local no pueda ser evitado.

Las turbinas deben diseñarse contra la corrosión en agua y vapor, dentro de las composiciones dadas por las especificaciones de pureza de vapor y con el mayor margen posible contra excursiones cortas ocasionales de concentraciones de impurezas. Hay otros criterios para reducir la corrosión basados en el correcto diseño y en la correcta utilización de los materiales a disposición. Se busca principalmente: -Minimización del flujo acelerado de corrosión [FAC] o de la erosión-corrosión. - Minimización de la erosión por gotas de agua en los álabes de los últimos escalonamientos. -Evitar la corrosión bajo tensión [SCC] en todas las localidades de rotores/discos. 2.3.2.2.2. Ambientes Corrosivos El ambiente de la turbina de vapor consta de vapor sobrecalentado y el vapor húmedo con un nivel bajo de ppb de impurezas disueltas y suspendidas, depósitos que se han formado por la precipitación y cristalización en las secciones sobrecalentadas de vapor y por el secado de humedad en superficies calientes, y de película de humedad que contiene gotitas concentradas de productos químicos poco volátiles. Cada uno de estos ambientes químicos tiene un efecto diferente en materiales de la turbina y en el rendimiento.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Además de los productos químicos reactivos (sales, ácidos, e hidróxidos) que pueden causar formas diversas de corrosión, las impurezas sólidas, principalmente magnetita despegada de recalentadores, y tuberías de vapor, puede causar erosión por partículas sólidas y puede interactuar químicamente con los productos químicos reactivos. En el siguiente diagrama de Mollier, se muestran las regiones de concentración de impurezas y de corrosión:

Figura 25: Diagrama de Mollier con las regiones de impurezas y de corrosión En la región sobrecalentada, las impurezas disueltas en vapor pueden ir demasiado rápido y pueden depositarse porque su solubilidad en vapor decrece cuando el vapor se expande. Guillermo González Martín

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En la zona “salada”, las sales y los ácidos pueden estar presentes como soluciones altamente corrosivas concentradas. El hidróxido de sodio puede ser termodinámicamente estable como una solución concentrada en cualquier parte de la región sobrecalentada de vapor. En la región de vapor húmedo, las impurezas se distribuyen entre el gas y la humedad, las cuales pueden causar erosión-corrosión cuando el pH es bajo y la velocidad elevada.

Figura 26: Sección transversal de turbina de baja presión con la ubicación de los proceso físico-químicos La corrosividad del medio ambiente de una turbina de vapor es causada por uno o más de los siguientes: - La concentración de impurezas de bajos niveles de ppb y la formación de soluciones acuosas concentradas.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor - Control del pH insuficiente (En ambas regiones ácidas y alcalinas) por aditivos de tratamiento de agua tales como amoníaco. - La alta velocidad, alta turbulencia, “sup- pressed pH moisture”. Los agentes corrosivos más comunes suelen ser gases.

El entorno corrosivo es un problema común en casi todas las turbinas de vapor, y es necesario intentar reducir su efecto lo máximo posible, para ello, se han desarrollado unos progresos para intentar controlar el entorno corrosivo de una planta de potencia de vapor: - La disminución de la concentración de impurezas corrosivas para conseguir una mejor calidad en el agua de reposición y de alimentación, menor infiltración de aire y fugas del condensador. - Funcionamiento de unidades PWR con tratamiento con amoníaco AVT con un pH en el agua de alimentación por encima de 9,6, para reducir la erosión-corrosión de las tuberías de acero al carbono y proporcionar una mejor neutralización de ácidos y menos transporte de hierro - Tratamientos de agua combinados para calderas de un solo paso en unidades fósiles para conseguir un excelente agua de alimentación y mantener limpias las calderas. - El uso de aminas de filmación para separar las superficies de agentes corrosivos y reducir la erosión-corrosión. - Capa(layup) de protección. - Lavado de la turbina después de perturbaciones químicas. - La reducción o eliminación de cobre y sus óxidos y su sinérgico. 2.3.2.2.3. Efecto de los Condensados Los condensados se producen por la condensación del vapor debido a que éste se encuentra por debajo de la línea de saturación. También se pueden producir debido a un sobreenfriamiento local del flujo de vapor y debido a las impurezas presentes en el vapor. La condensación sobre la superficie se produce a una concentración mucho mayor que la concentración original de los contaminantes en el vapor, esto proporciona la corrosión del sistema. El espesor y la continuidad de la película de líquido depende de la humedad del vapor, de las impurezas químicas, del potencial de mojado del líquido (“wetttability”) y de la velocidad de rotación de la superficie de deposición. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Humedades del vapor de más del 1%, hacen que se formen películas continuas de condensados sobre los componentes de la turbina a lo largo del paso de vapor. Sin embargo los primeros condensados se producen a niveles de humedad del vapor de menos del 1%.

Estos condensados como se ha comentado anteriormente, tienen una alta concentración de impurezas. Para valorar estas impurezas vamos a dividir los condensados en: -Impurezas en las películas líquidas: Las impurezas como cloruros, oxígeno, y se pueden hallar utilizando datos termodinámicos, asumiendo que las impurezas en el vapor y en el líquido están cerca del equilibrio. Pueden existir altos niveles de oxígeno en la fase líquida cuando las fugas de aire son excesivas. Otra fuente de contaminación por oxígeno son las fugas en el condensador.

Figura 27: Contenido de oxígeno en la fase líquida en función de la temperatura de varias concentraciones de oxígeno a la entrada del vapor En condiciones de no equilibrio, se tienen desviaciones que conducen a mayores concentraciones de la especies gaseosas en la fase líquida (por ejemplo oxígeno y dióxido de carbono). El efecto del vapor de escape relativo (relación entre el vapor de escape y el vapor de entrada) sobre el particionamiento de las especies gaseosas, puede ser ilustrado mediante la partición del oxígeno.

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Figura 28: El efecto del flujo del vapor en el oxígeno disuelto en el condensado a 184 y 283 ºC Cuando la turbina se encuentra en carga, los sellos se encuentran asistidos por vapor de sellado. Cuando la turbina para, estos cierres dejan de recibir vapor y por tanto aparecen fugas de aire al interior, con lo cual el condensado se satura de aire. Consecuentemente hay un periodo durante el arranque en el que vapor es seco y hay oxígeno en la capa de condensado.

Figura 29: Diagrama esquemático que muestra el proceso de difusión del oxígeno en la capa de condensados Por tanto, se puede concluir que el oxígeno disuelto en el condensado durante los períodos de parada, será eliminado rápidamente durante el arranque y no debería tener un impacto significativo en la rotura de los discos y álabes de la turbina, asistidos por la influencia ambiental (presencia de oxígeno), a condición de que el oxígeno contenido en el vapor sea oxígeno libre.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Asimismo, y dada la complejidad estructural de la turbina, el aire de fugas contenido en ésta durante las paradas, podría necesitar un mayor período de tiempo para su eliminación completa y las medidas electroquímicas realizadas “in situ” sugieren que la actividad corrosiva en los álabes de la turbina permanece alta varias horas durante los arranques. Los desequilibrios químicos (“excursiones químicas”) que pueden acaecer durante los arranques pueden ser tan complejos como las fugas de aire, y la pulverización de agua condensada sobre los últimos álabes, como efecto añadido (si existe) pueden conducir a la existencia de altos niveles de oxígeno en el vapor y en la fase líquida sobre el metal, lo que potencialmente podría tener influencia en susceptibilidad a la corrosión electroquímica (EAC).

Figura 30: Concentración del oxígeno en la superficie del metal en función del tiempo para varios espesores de la capa de condensados

La entrada de recalentador.

en el vapor puede ocurrir debido a una fuga de refrigerante en el

La concentración típica de ppm.

en el vapor es de 5 a 10 ppb y puede ser de hasta 1,5

El enriquecido en la película de líquido puede aumentar significativamente la agresividad del líquido debido al aumento de la conductividad y la disminución del pH.

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Figura 31: Efecto del dióxido de carbono disuelto en la fase líquida en función de la temperatura de varias concentraciones a la entrada del vapor El disuelto en los condensados fuera en paradas y puestas en marcha también puede tener un efecto significativo en la conductividad de las películas de líquido. Tanto el , como el pueden tener un efecto significativo en la química de los condensados durante las excursiones químicos. En otras especies no volátiles, la máxima concentración en la fase líquida es del orden de 100 veces mayor que en la fase vapor, si la película líquida puede formarse sobre las superficies de la turbina a un nivel de humedad del 1%. La presencia de ácidos orgánicos podrían bajar significativamente el pH del condensado teniendo como resultado, en general, corrosión, picado y roturas asistidas por el entorno (SCC).

-Impurezas en los primeros condensados: Se ha señalado que las condensaciones tempranas poseen un elevado riesgo de producir rotura por corrosión debida al estrés (“Stress corrosion cracking, SCC”), debido al alto nivel de impurezas y la relativamente alta temperatura. Se puede observar que el pH de los primeros condensados y de las películas líquidas es siempre menor que el del vapor de entrada, siendo casi neutro o ligeramente ácido. Generalmente, el factor de concentración (relación entre la concentración de impurezas en el concentrado temprano y en el vapor de entrada) se encuentra entre 10 y 50. La ubicación de la zona de la primera condensación es en los álabes del rotor. Las partes secas de los álabes de la turbina de baja presión se caracterizan generalmente por una superficie mate, uniforme, posiblemente con depósitos. Las partes húmedas se caracterizan por una superficie muy lisa, rugosa, posiblemente, por la erosión de las gotas de agua o por FAC. Guillermo González Martín

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Figura 32: Álabes del rotor en una turbina de baja presión con los efectos de condensados tempranos Un resultado sorprendente es que la concentración de cloruro medida en la película de líquido es mayor que en los condensados tempranos. Se ha sugerido que la generación de altos contenidos de cloruro en la película líquida es debida a la evaporación parcial. 2.3.2.2.4. Tipos de Corrosión En este apartado, se expondrá los efectos de los tipos de corrosión más comunes: - SCC (Stress Corrosion Cracking): Es la acción conjunta de estrés y un ambiente corrosivo que conducen a la formación de una grieta que no se habría desarrollado por la acción de la tensión o el medio ambiente solo. SCC es un mecanismo de corrosión diferente a la corrosión general, que requiere el emparejamiento de un material con un ambiente muy particular y la aplicación de una tensión de tracción por encima de un valor crítico. La corrosión puede ocurrir en otros entornos sin SCC. Las tensiones que causan SCC se producen ya sea como resultado de la utilización del componente en servicio o tensiones residuales introducidas durante la fabricación, mientras que el medio ambiente es o bien el entorno de servicio permanente es decir, agua de mar o una temporal causada por las operaciones, tales como la limpieza del sistema, que puede dejar un residuo, o si se aplica la tensión durante la operación iniciando el agrietamiento. Es un grave problema en las turbinas de hoy en día, ya que puede suceder inesperada y rápidamente después de un período de servicio satisfactorio y conducir a un fallo catastrófico de las estructuras o fugas en las tuberías. Normalmente los fallos típicos de SCC se ven en recipientes a presión, tuberías, componentes sometidos a grandes esfuerzos y en los sistemas cuando se produce una excursión de unas condiciones normales de funcionamiento o el medio ambiente.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Las principales influencias en las causas de la iniciación de SCC son el límite de fluencia del material, la tensión de operación, la temperatura y el entorno operativo. El SCC se puede controlar mediante: - La selección de un material que no es susceptible al ambiente de servicio y garantizando que cualquier cambio en el medio ambiente causados por la limpieza, etc no son perjudiciales. - Mediante el control de las tensiones de servicio a través de un diseño cuidadoso y minimizar las concentraciones de esfuerzos para mantenerlos por debajo del valor crítico. - Mediante el uso de inhibidores de la corrosión durante las operaciones de limpieza o para controlar el medio ambiente en un sistema cerrado. - Mediante el recubrimiento del material y aislar eficazmente el material desde el medio ambiente. - FAC (Flow Accelerated corrosion): El término corrosión por flujo acelerado (FAC) describe un aumento en la velocidad de corrosión o en la disolución del material causada por el movimiento relativo entre un fluido corrosivo y una superficie del material. La protección de la trayectoria del vapor contra factores FAC son los siguientes: - Selección de materiales: La trayectoria completa del vapor en las turbinas HP modernizadas está hecho de aceros al Cr de 11-12% y así el FAC no es un problema. Aunque la trayectoria del vapor en la turbina LP es también de aceros de alto contenido de cromo, hay algo de la exposición de los soportes de álabes fijos que generalmente están hechas de hierro fundido dúctil. En las zonas donde la experiencia previa indica FAC es una preocupación significativa, la protección es proporcionada por anillos con incrustaciones de acero con 12% Cr.

Figura 33: Protección contra la erosión de los anillos situados entre los escalonamientos estacionarios Guillermo González Martín

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Otro enfoque adoptado en algunas circunstancias es la selección de piezas de fundición de acero de cromo-aleado para los soportes de los álabes. - Arreglos para la extracción de la humedad. Para minimizar FAC, métodos probados de eliminación de agua se aplican a las turbinas reacondicionadas, como por ejemplo el mecanizado de ranuras de extracción entre etapas. Por ejemplo, las cámaras de extracción de agua de grandes dimensiones se proporcionan después de cada escalonamiento en la turbina HP para extraer la humedad de la trayectoria del vapor.

Figura 34: Extracciones de humedad en las turbinas de alta presión En el LP, las ranuras de extracción son mecanizados en los soportes de los álabes después de varias etapas para permitir la eliminación de agua, también en representación de una forma más eficaz de reducir el alto nivel de humedad por delante de las últimas etapas.

Figura 35: Extracciones de la humedad en los cuerpos de baja presión - La aplicación de protección es necesaria. Se pueden aplicar los procedimientos para la reparación mediante soldadura de acero inoxidable, pulverización a la llama, spray de plasma y recubrimientos HVOF. - Corrosión bajo depósito: Directamente relacionado con el proceso de incrustación está el fenómeno de corrosión bajo depósito. En una caldera, las elevadas temperaturas del agua y del metal hacen que este efecto presente un tipo de corrosión muy típica.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor - Corrosión por gases (

-

):

En cuanto al oxígeno disuelto en el agua, hay que establecer que es esencial para la reacción catódica y para el flujo de la corriente corrosiva, dependiendo su cantidad tanto de la temperatura como de la presión, siendo el responsable de la corrosión por picadura y por aireación diferencial. Un aumento del dióxido de carbono favorece la corrosión en el sistema, descenso del pH, por la formación de ácido carbónico. - Corrosión por alcalinidad sódica (fragilidad cáustica): La fragilidad cáustica es un tipo de corrosión intergranular que aparece cuando sobre el metal concurren, de forma simultánea, una tensión de trabajo elevada y una concentración de álcali también alta, o lo que es igual, un exceso de alcalinidad sódica en el agua. - Corrosión por exfoliación: La corrosión por exfoliación es un tipo de corrosión en los límites de grano paralelos a la superficie del metal donde los productos de corrosión separan el metal. Es una corrosión subsuperficial que comienza sobre una superficie limpia, pero se esparce debajo de ella. Capas completas de material son corroídas y el ataque es generalmente reconocido por el aspecto escamoso y en ocasiones ampollado de la superficie. Estas deposiciones distorsionan e incrementan la resistencia al flujo de vapor. Afecta también a la velocidad y a la pérdida de carga del vapor, reduciendo así la capacidad y la eficiencia de la turbina. También provocan problemas de cavitación. Es conocido en las aleaciones de aluminio y se combate utilizando aleaciones y tratamientos térmicos. -Corrosión en las grietas (hideout): Es un tipo de corrosión local existente en los huecos. Estos huecos existen entre las chavetas y los chaveteros de los discos del rotor y en las zonas en las que los álabes se montan en aquellos y es inevitable que exista una diferencia entre la química local y la asociada a la película de líquido sobre las superficies metálicas externas a dichos huecos. En principio, la química en estos huecos puede ser modificada por evaporación o por reacciones químicas y electroquímicas, o por ambas causas conjuntamente. Las variaciones inducidas por evaporación solo son posibles cuando las temperaturas del metal son mayores que las del vapor. Sin embargo, no existen evidencias específicas

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor de estas variaciones a lo largo del servicio y es difícil especular sobre su importancia teniendo en cuenta que la variación de dichos cambios químicos es tan amplia Existe una perspectiva conceptual más clara en relación a las reacciones químicas en los huecos. En condiciones de operación de la turbina, la concentración de oxígeno en la capa líquida externa es despreciable y por tanto, no existe la fuerza conductora para un ataque convencional en el hueco. El potencial de electrodo para los aceros de turbina será bajo y la disminución del pH en el hueco es entonces muy improbable y la reducción catódica del agua en los huecos contrarrestará la caída de pH en dichas zonas. Sin embargo, la disolución de MnS y la retención de los productos de disolución en el hueco implicaría la rápida formación de picaduras y podría esperarse un crecimiento temprano de éstas , mayor que en un sistema desaireado abierto. En las paradas cuando la película de líquido está en equilibrio con el oxígeno atmosférico, en entorno de 3 ppb, el potencial de corrosión aumentará, favoreciendo y aumentando la tasa de corrosión en los huecos y la entrada de cloruros. El grado en el que bajará el pH dependerá de que el hueco se encuentre entre dos discos de acero o entre un disco y un álabe de acero con 12% de Cr. -El Agrietamiento: El agrietamiento debido a los efectos corrosivos de la fatiga y del estrés sobre los álabes y discos es comúnmente asociado a los sulfitos, ácido clorhídrico y a la sosa cáustica. Es claro que el agrietamiento está relacionado de cerca con el condensado en los discos de las turbinas. Las temperaturas de operación conducen a la condensación de las soluciones concentradas de los contaminantes de vapor. Estos problemas pueden ser mitigados empleando diseños que reduzcan las grietas, disminuyan el estrés y empleen materiales de baja resistencia. Hay que evitar estrés innecesario y mantener una elevada pureza del vapor durante la operación.

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2.3.3. Problemas Mecánicos 2.3.3.1. Arrastres 2.3.3.1.1. Introducción El vapor producido puede arrastrar los sólidos del agua de alimentación de la caldera, produciendo así depósitos en las válvulas antirretorno, en los sobrecalentadores, en la turbina y en las válvulas de control. Se detectan porque los condensados poseen sales del agua de las calderas. Estos arrastres pueden contaminar las corrientes del proceso y afecta a la calidad del producto. La deposición en los sobrecalentadores puede conducir a fallos debido al sobrecalentamiento y a la corrosión.

Figura 36: Efectos de los arrastres en las tuberías de la caldera El bloqueo del regulador y de las válvuas de corte debido a las deposiciones puede producir exceso de velocidad y daños catastróficos en la turbina de vapor. Las partículas sólidas del vapor pueden erosionar ciertas partes de la turbina, mientras las deposiciones sobre los álabes de la turbina pueden reducir la capacidad y la eficiencia de la turbina. 2.3.3.1.2. Causas Los arrastres se producen como consecuencia de una incompleta separación del vapor de la mezcla de agua-vapor de la caldera. Hay factores mecánicos y químicos que interfieren. Entre los factores mecánicos cabe destacar el diseño de la caldera, problemas en los equipos de separación, altos niveles de agua, etc. Causas mecánicas: - Diseño de la caldera: Los factores que afectan a los arrastres cabe destacar la presión de diseño, el tamaño del calderín de vapor, el índice de circulación, el tipo de equipos mecánicos de separación, etc.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor El uso de equipos de separación de vapor imponen una pérdida de carga, por lo tanto, la aprición de fugas en estos equipos conduce a arrastres de partículas. -Condiciones de operación: Con carga excesiva puede incrementar la aparición de arrastres. Los incrementos en la demanda de vapor del proceso pueden disminuir la presión del vapor y, por tanto, la presión en el calderín de la caldera. Esto puede conllevar un aumento en el nivel de agua del calderín y puede ocasionar arrastres.

Causas químicas: La formación de burbujas estables en el agua de la caldera y los arrastres vaporosos selectivos son los dos principales mecanismos de arrastres químicos. Las burbujas tienen una densidad próxima a la del vapor, por tanto, es difícil su eliminación mediante equipos de purificación del vapor. La formación de burbujas en el agua de la caldera aumenta conforma aumenta la alcalinidad y el contenido de sólidos. La contaminación orgánica y sintética del agua de alimentación también ocasiona arrastres. La alcalinidad del agua de la caldera saponifica los ácidos grasos, lo cual provoca la formación de burbujas. Los arrastres vaporosos selectivos ocurren como consecuencia de las variaciones en las propiedades disolventes del vapor. Las sales del agua de la caldera son solubles en el agua y en el vapor. 2.3.3.1.3. Prevención Los arrastres de sólidos no pueden ser eliminados completamente. La primera consideración en la selección de la caldera y de sus condiciones de operación es la cantidad de arrastres que puede ser tolerada. El vapor sobrecalentado debe tener una pureza por debajo de 10-30 ppb de sólidos disueltos para prevenir la formación de deposiciones de sólidos. Para obtener la pureza deseada del vapor, tanto el diseñador de la caldera como su operador deben seleccionar correctamente los sistemas de equipos y las condiciones de operación.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Separación mecánica:

Figura 37: Separación Mecánica en un calderín Se deben instalar elementos mecánicos internos de separación para permitir el uso de tamaños de calderines económicos a presiones mayores. Control químico: Los principales factores químicos que causan el arrastre son las concentraciones de sólidos disueltos, la alcalinidad, la sílice y los contaminantes orgánicos del agua de la caldera. El uso de un agente efectivo que impida la formación de burbujas puede reducir significativamente la tendencia a los arrastres de sólidos. 2.3.3.1.4. Tipos - Carry-over: Cuando sólidos del agua de la caldera se transfieren a la humedad mezclado con vapor a pesar de que no hay ninguna indicación de la formación de espuma o cebado, esto se considera como arrastre. El arrastre puede ser el resultado del flujo de vapor de alta que sobrecarga los secadores (separadores). Las secadoras funcionan por cambios bruscos en la velocidad del vapor de modo que las partículas extrañas son expulsados por la fuerza centrífuga. - Mechanical carry-over: Es el arrastre de gotas de agua en vapor que salen de la caldera. El fabricante de la caldera va a especificar un límite máximo de mechanical carry-over (arrastre mecánico) en el diseño. El mechanical carry-over debe de ser conocido en una determinada planta, en base a las pruebas de validación durante la puesta. - Vaporous carry-over: Las impurezas moleculares en el agua de la caldera se evaporan con el vapor (arrastre de vapor). La relación de distribución es una función de: • Presión de tambor de la caldera. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor • La concentración de sólidos disueltos y suspendidos en el agua de la caldera. • La concentración de fosfato de agua de la caldera. • pH del agua de la caldera (a-temperatura) para las impurezas tales como sílice.

Las concentraciones de impurezas admisibles en el agua de la caldera se calculan a partir de los límites de vapor dividido por el total de carry-over.

• Cb: concentración en el agua de la caldera (ppb) • Cs: concentración en el vapor (ppb) • M: fractional mechanical carry-over • kd: relación de distribución fraccionada - Foaming (Espumado): Es la formación de burbujas o espuma en la superficie del agua. La formación de espuma puede ser causada por el agua jabonosa, que generalmente se forma debido a la presencia de hidróxido de sodio y la materia oleosa. Las altas concentraciones de sólidos disueltos y suspendidos también pueden causar la formación de espuma. La espuma llenará el área de la superficie libre de un dispositivo de separación incrementando las velocidades locales y produciendo un serio carry-over de la caldera. Los principales problemas debido a la formación de espumas: - Presencia de aceites y grasas saponificables. - Entradas de detergentes o jabones. - Existencia de materias orgánicas. - Excesiva concentración salina. - Elevada alcalinidad. - Presencia de sólidos en suspensión. - Características del diseño de la caldera e instalación. - Priming: Es una descarga violenta y espasmódica de agua con vapor en el espacio de vapor. Guillermo González Martín

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2.3.3.2. Erosión 2.3.3.2.1. Introducción La erosión de los álabes de la turbina reduce la eficiencia de la turbina y puede incluso limitar la capacidad de la turbina. 2.3.3.2.2. Causas La erosión de los álabes de alta presión se debe a las particulas sólidas. La erosión de los álabes de media y baja presión se debe al contenido de agua en el vapor. El dióxido de carbono u otras especies ácidas presentes en el condensado pueden acelerar el daño. El daño por erosión es costoso y requiere un elevado tiempo para su reparación. 2.3.3.2.3. Prevención Entre los diversos métodos de protección contra la erosión-corrosión, existe la posibilidad de reducir el ratio de distribución de aminas, el cual neutraliza la acidez y eleva el pH del condensado. El daño de las toberas del estator, puede ser reparado mediante la soldadura de material y la reorganización (“recontouring”) de la superficie de los álabes(perfil). Los álabes del rotor, deben reemplazarse, por no existir métodos prácticos para su reparación. La utilización de materiales más resistentes a la oxidación en las zonas de alta temperatura del ciclo, así como la utilización de recubrimientos (mediante proyección de plasma) de carburo de cromo, por ejemplo. 2.3.3.2.4. Tipos - Erosión por partículas sólidas: La erosión por partículas sólidas es la eliminación de parte del material de elementos de la turbina provocado por material extraño transportado por el vapor. Este amplio problema aumenta los costes de operación de la turbina debido al empeoramiento de sus actuaciones (“performances”) y encarece su mantenimiento. Las cascarillas (“scales”) de óxidos metálicos exfoliados, constituyen la mayor fuente de partículas sólidas transportadas por el vapor. Se forman durante un cierto tiempo en las zonas de alta temperatura y se desprenden con posterioridad. La experiencia sobre erosiones difiere debido a modos de operación diferentes.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor La erosión por partículas sólidas es más severa en las zonas de admisión de vapor a elevada temperatura o próximas a éstas y regiones de alta velocidad del vapor. El efecto de la erosión por partículas sólidas se traduce en el aumento de las secciones de paso de las toberas y canales de álabes del rotor y un aumento de la capacidad de flujo de los cuerpos de alta presión de la turbina , viéndose afectados los saltos de presiones de los escalonamientos. La pérdida de prestaciones de la turbina originada por erosión de partículas sólidas procede fundamentalmente de la variación de los perfiles de álabes de toberas y del rotor, aumentando la rugosidad de la superficies de los álabes y aumentando las fugas en las holguras de éstos. Como efecto secundario hay que señalar la reordenación de la energía entre los escalonamientos y sus efectos asociados en el comportamiento de la turbina. Ya que estas pérdidas se combinan con otras de manera compleja, no es posible obtener una relación general entre el daño por erosión y la pérdida de rendimiento de la turbina, asociada a este daño.

Figura 38: Erosión del primer escalonamiento de una turbina de reacción con recalentamiento La forma tradicional de restaurar el daño causado por la SPE (Solid Particle Erosion) a las particiones de las toberas ha sido recortar, soldar y volver a contornear las particiones. Esta reparación requiere mucho tiempo. Para ser más resistente a la erosión, a través de un esfuerzo de desarrollo en cuatro frentes es necesario: - La inspección de los componentes del recorrido del vapor erosionadas. - El análisis de trayectorias de las partículas.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor - El desarrollo de recubrimientos resistentes a la erosión. - La implementación de los cambios de diseño.

Figura 39: Primer escalonamiento de la turbina de alta presión La figura 39, por ejemplo muestra una comparación de una partición de tobera modificada con una partición de tobera actual. Con un diseño modificado, la mayoría de las partículas impactan ahora las particiones de la tobera antes que el borde de salida y a una velocidad inferior. - Erosión debido a la humedad: La erosión de la humedad en las turbinas de vapor es causada por las gotas que se forman en el vapor cuando cruza la línea de saturación. Hay dos fuentes principales de pérdida de eficiencia debido a la erosión de la humedad: la erosión de los bordes de entrada de los álabes y la erosión-corrosión de los componentes estacionarios.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor La erosión por humedad de la zona de la punta de los álabes de los últimos escalonamientos es causado por la alta velocidad tangencial de los álabes, el lento movimiento de las gotas formadas y sopladas fuera del escalonamiento estacionario y las paredes laterales de las toberas. En el diseño de turbinas fósiles sin recalentamiento intermedio y de turbinas nucleares, la empresa GE, por ejemplo, utiliza etapas internas de eliminación de humedad para minimizar la cantidad de agua que llega al último escalonamiento. Se utilizan álabes especiales con ranuras para la eliminación de la humedad. Por lo tanto, las gotas de agua impactan en el lado convexo de los álabes y se encuentran atrapados en las ranuras de la eliminación de la humedad.

Figura 40: Diagrama de velocidades para mezcla agua-vapor Los álabes rotativos actúan como una bomba centrífuga y lanzan el agua a los bolsillos de eliminación de la humedad en las partes estacionarias adyacentes.

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Figura 41: Provisiones internas de remoción de humedades A partir de ahí, se drena a un calentador de agua de alimentación o al condensador. La segunda fuente de deterioro del rendimiento es el fenómeno conocido como erosióncorrosión que se produce en las partes fijas que están hechos de acero al carbono. Este fenómeno hace rugosa la superficie, lo que aumenta las pérdidas por fricción y las fugas alrededor de los componentes del recorrido del vapor. Este fenómeno es una función del contenido de la aleación del material. Hay componentes de la trayectoria del vapor que están fabricados con aceros de aleación de contenidos más altos. - FOD (Foreign Object Damage): Estos daños son causados por la entrada en la turbina de materiales extraños distintos de escamas de óxidos. Típicamente estos materiales son: restos de soldaduras, tuercas, tornillos y otros restos. El daño debido a objetos extraños se encuentra generalmente en el borde de salida de las toberas y en el borde delantero de los álabes. La cantidad de daño es en gran medida una función de la resistencia de la tobera y de los álabes.

2.3.3.3. Depósitos 2.3.3.3.1. Introducción Se entiende por incrustación los depósitos duros adheridos a las superficies calientes, que no pueden ser eliminados simplemente por agua a presión y que se arrancarán en forma de placas. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Una de las causas más comunes de problemas en una planta es el fallo de tubos tanto de caldera, condensadores, intercambiadores o turbina de vapor, por operar con los parámetros químicos de control fuera de las especificaciones de funcionamiento. Los mayores problemas en el rendimiento del circuito agua/vapor de las centrales están relacionados con la acumulación de depósitos porosos en la zona de agua de los tubos de caldera. Una parte de los depósitos provienen del arrastre de los productos de corrosión generados en los sistemas previos a la caldera; otra parte proviene de la corrosión de los propios tubos de la caldera; por el uso excesivo de la corriente principal de vapor y de la atemperación del recalentador; y una última parte proviene de compuestos que arrastra el propio vapor por utilizar un agua de alimentación al sistema que no cumple con los requerimientos deseables. Las incrustaciones aumentan las posibilidades de que se produzca corrosión en las zonas donde se adhieren. Las incrustaciones se deben fundamentalmente a las sales de Calcio y Magnesio que al calentarse se concentran y precipitan dando lugar a depósitos que forman una capa aislante que dificulta el intercambio de calor. El impacto debido a depósitos en el rendimiento de la turbina depende de su espesor, su posición (la presión de vapor), y la rugosidad de la superficie. 2.3.3.3.2. Causas La incrustación es la consecuencia directa del suministro a las calderas de un agua cruda sin tratamiento previo de ablandamiento, es decir utilizar un agua de aporte con una dureza superior a los 2-3 mg/l de . Las principales deposiciones son las siguientes: - Precipitaciones procedentes del vapor sobrecalentado y deposiciones de partículas minerales y gotas ácidas. - Evaporación de la humedad (películas líquidas) sobre las superficies por encima de la temperatura de saturación y la retención de residuos minerales. - Deposiciones de óxidos metálicos formados en determinados puntos del ciclo de vapor (arrastres mecánicos del agua de alimentación de la caldera, corrosión por exfoliación en los sobrecalentadores y recalentadores, etc). - Adsorción de gases e impurezas disueltas en el vapor sobrecalentado y húmedo sobre las superficies oxidadas.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Existen dos mecanismos principales de deposición de impurezas sobre las superficies de la turbina: - Deposición desde el vapor sobrecalentado: Cuando la concentración molecular de una impureza en el vapor sobrecalentado excede su solubilidad bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, las impurezas comienzan a formar un “cluster” (racimo) molecular y precipitan, algunas de ellas se depositan sobre las superficies de la turbina. Como la solubilidad de las impurezas en el vapor seco decrece a medida que este se expande, las precipitaciones y deposiciones de aquellas se realizan más frecuentemente en las zonas que operan a más bajas presiones, por ejemplo, próximas a la línea de transición de fase (zona de sales, línea de saturación, línea de Wilson). A temperaturas por debajo de la línea de Wilson, el crecimiento de los depósitos es menos probable. - Evaporación de los condensados desde las superficies calientes: La evaporación de los condensados, acaece principalmente en la zona de vapor húmedo y en la “zona de sales”, donde la temperatura de las superficies metálicas es mayor que la temperatura de saturación. En estas superficies, toda o parte de la humedad se evapora y se depositan todas las impurezas no volátiles. La temperatura de las superficies puede subir por encima de la de saturación debido al calor transferido a través del metal desde otras zonas y por el remansado del flujo. Sin embargo, es también posible que los depósitos se acumulen durante los grandes desequilibrios químicos (“major chemical excursions”). Además , el crecimiento de los depósitos es también probable en las zonas cercanas a la línea de Wilson, ya que esta puede moverse(con respecto a la zona de turbina) debido a las variaciones de las distribuciones de presión y temperatura, con el resultado de ciclos locales de sequedad y humedad. Estos depósitos pueden formar algunos productos sólidos que no son disueltos en el condensado.

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Figura 42: Patrones de deposiciones encontradas en plantas de vapor Las causas de las deposiciones sobre las turbinas son las siguientes: -Arrastres: Cuando este arrastre es excesivo, los sólidos arrastrados contenidos en el vapor se depositan sobre los álabes de la turbina. -Impureza del agua de alimentación: Las deposiciones sobre la turbina suelen ser también causadas por el uso de agua impura para la atemperación del vapor y por las fugas que se producen en los intercambiadores de calor usados para la atemperación. El agua de atemperación debe tener la misma pureza que el vapor. Cualquier tratamiento químico en el agua de atemperación debe ser volátil. -Vaporización de las sales del agua de caldera: Otra posible causa de los depósitos sobre la turbina es la vaporización de las sales presentes en el agua de caldera. La solubilidad de la sílice en el vapor aumenta conforme aumenta la temperatura. Cuando el vapor se subenfría debido a la expansión que se produce en la turbina, la solubilidad de la sílice se reduce y se producen deposiciones, generalmente donde la temperatura del vapor está por debajo de la temperatura del agua de caldera. El contenido de sílice en el vapor tiene que ser menor que 0,02 ppm.

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Tabla 14: Depósitos de sílice encontrados en turbinas de vapor La sílice se distribuye entre el agua de caldera y el vapor según un ratio definido, ratio de distribución, que depende de la presión de operación de la caldera y la calidad del agua de la caldera. El ratio aumenta casi logarítmicamente con el incremento de la presión y disminuye con el incremento de pH. El efecto del pH es mayor conforme aumenta el pH.

Figura 43: Ratio de distribución en función de la presión para varios valores del pH El nivel de sílice apropiado y necesario para mantener una concentración de sílice en el vapor inferior a 0,02 ppm, se refleja en la figura 44.

Figura 44: Cantidad de sílice en función de la presión para varios valores del pH La sílice tiene una mayor solubilidad en el vapor sobrecalentado que en el vapor saturado, sea cual sea la presión.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Prácticamente no se encuentran deposiciones de sílice en las secciones de sobrecalentamiento de las calderas. La sílice principalmente se deposita en las secciones de media y baja presión de la turbina.

Figura 45: Solubilidad de la sílice en función del volumen específico -Saturación localizada de la sílice: Las deposiciones sobre la turbina también se puede formar debido a la saturación localizada de la sílice: la sílice del vapor condensa, depositándose sobre determinadas áreas de la turbina. -Velocidad de la turbina: Las deposiciones se producen por debajo del punto de saturación debido a las altas velocidades del flujo de vapor. 2.3.3.3.3. Efectos Los efectos directamente ocasionados son: - La reducción del coeficiente de transmisión de calor - La reducción de la sección libre de paso del fluido. - La rotura de los tubos por sobrecalentamiento, al ser menor el intercambio de calor. Las incrustaciones o depósitos también pueden afectar a partes en movimiento, principalmente válvulas y alabes de turbina de vapor. En este caso, no solo se producen incrustaciones por sales cálcicas y magnésicas, sino también por deposición de sílice y diversos compuestos de hierro. Esto provoca falta de estanqueidad en válvulas, degradación acelerada de alabes y desequilibrios en el rotor de la turbina de vapor. Los depósitos cambiarán el perfil básico de las particiones de la tobera dando como resultado pérdidas causados por los cambios en la distribución de energía, por los perfiles aerodinámicos y por el aumento de las pérdidas por fricción debido a la condición de una superficie más rugosa. Otro efecto importante de los depósitos en la trayectoria del vapor, cuando se producen en la sección de HP de una turbina de vapor, es reducir la salida máxima de la turbina. Esto es resultado de los depósitos en la trayectoria del vapor, que causan la reducción de las áreas de la garganta de la tobera y de los álabes. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Estos cambios producen pérdidas de MW y de eficiencia. El coste de combustible adicional, las emisiones, los lavados de la turbina, limpiezas con producto químico de la caldera y el mantenimiento. Debido a la acumulación de depósitos en los álabes de la turbina, las presiones de las etapas aumentan.

Figura 46: Consecuencias de depósitos en la turbina sobre la presión de los escalonamientos 2.3.3.3.4. Prevención El método más efectivo para evitar la formación de depósitos en la turbina es el control adecuado de la química del agua del ciclo y asegurar que solamente entre agua limpia en la turbina. Los equipos de tratamiento externo deben ser operados cuidadosamente para limitar la cantidad de sílice que entra con el make-up de agua, y el condensado debe ser monitorizado para minimizar la contaminación. Una vez que la sílice se ha introducido en el agua de alimentación de la caldera, la acción correctiva usual debe ser incrementar la purga de la caldera y entonces corregir la condición que ha causado la contaminación de sílice. Es necesario, para el buen funcionamiento de la planta, la eliminación de los depósitos de sílice. Cuando se producen deposiciones debido a los arrastres producidos en el agua de caldera o a la contaminación del agua de atemperación, se utiliza un lavado de turbina con agua. Si las deposiciones se producen por componentes no solubles en el agua, se utiliza un chorreado con óxido de aluminio u otros materiales suaves areniscos para eliminar estas deposiciones.

2.3.3.4. Sedimentación La problemática debido a las sedimentaciones, causada por las impurezas del agua, son las siguientes: Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Partiendo del tamaño del sólido, puede prevenir de materias en suspensión o de materias coloidales. -Materias o sólidos en suspensión: Tienden a sedimentarse o a flotar, dependiendo de su tamaño y de la velocidad que adquieren en la instalación, suspensiones inestables. -Dispersiones coloidales: Son partículas de 0,1 a 100 micras y forman las suspensiones estables. Forman flóculos que presentan unas velocidades de sedimentación mucho más altas y una disminución de la densidad.

2.4. Tipos de Tratamientos

2.4.1. Selección del Tratamiento Idealmente, la selección del tratamiento del agua de alimentación y del agua de la caldera debería de ser parte del diseño y de la selección de materiales de la planta. Hay seis tratamientos básicos: -Fosfato congruente (ratio molar Na/

de 2,2 a 2,8) (CPT).

-Fosfato coordinado, usando fosfato trisódico (

) (PT).

-Fosfato más hidróxido (fosfato en equilibrio) (EPT). -Hidróxido sódico (NaOH). -Tratamiento con volátiles (AVT). -Tratamientos oxigenados (OT). Los cuatro primeros son para agua de caldera y los dos últimos para el agua de alimentación. El control del agua de alimentación, vapor y pH del condensado se consigue inyectando o aminas volátiles y un eliminador de oxígeno en el agua de alimentación. Para proteger una aleación de acero bajo en Carbono, se requiere de un pH de 9,2-9,6. Los tratamientos dependen de varios factores: -Pureza del agua del “make-up” y del retorno de condensado. -Diseño de la caldera. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor -Presión de la caldera y máximo flujo de calor. -Composición química del agua de refrigeración. -Uso de aceros cobrizos (condensador, intercambiadores del agua de alimentación). El tratamiento EPT en calderas industriales de baja presión combinado con quelantes y dispersantes poliméricos es el tratamiento más común.

Figura 47: Esquema de los rangos operativos de una caldera en equilibrio con EPT, CPT, PT La máxima concentración de fosfato en todos los tratamientos posibles del agua de caldera con fosfatos no debe ser superior que la concentración de equilibrio. Si usamos un pulidor de condensados, esta técnica evita los efectos de las fugas del condensador y proporciona flexibilidad adicional cuando se opera con pequeñas fugas, como se muestra en la tabla 15:

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Tabla 15: Guía para la selección del tratamiento del agua Antes de aplicar compuestos químicos en el ciclo de vapor, se deben determinar sus propiedades, la experiencia debe ser verificada y, una vez transcurridas varias semanas desde la primera aplicación, la composición química del ciclo se debería analizar con mucho más detalle que durante una operación normal. Datos que se deben conocer de los compuestos químicos: -Estabilidad hidrotérmica en el ciclo. -Cinética de la reacción. -Productos que se obtienen de la descomposición y sus efectos. -Interferencias analíticas. -Cómo realizar el análisis/monitorización. -Toxicidad del producto, sus productos de descomposición, deposiciones, etc. -Efectos medidos sobre el pH, conductividad, conductividad catiónica, concentración de metales y de cobre. -Estabilidad en los tanques de adición de químicos y en los contenedores de almacenamiento. -Solubilidad y volatilidad de los compuestos químicos y sus productos de descomposición. -Comportamiento de las soluciones saturadas (deposiciones sobre los recalentadores, sobrecalentadores, turbinas, válvulas, etc). -Comportamiento durante la puesta en marcha (descomposición, formación de ácidos, formación de deposiciones e incrustaciones, etc).

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Se requiere que la composición química del vapor y del agua de todo el ciclo satisfaga los requisitos de pureza exigidos al vapor que se introduce en la turbina. Hay tablas y gráficas, donde se puede elegir el tratamiento más adecuado en función de las impurezas presentes. En la figura 47 y en la tabla 16, se muestra en función del Cloro, que es uno de las impurezas más corrosivas en las plantas de potencia de vapor, en función de los primeros condensados y de la película líquida.

Figura 48: Contenido de Cloro en los condensados tempranos y en las películas líquidas en función del contenido de Cloro a la entrada del vapor

Tabla 16: Química de los primeros condensados y de las películas líquidas Guillermo González Martín

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2.4.2. Control de Calidad del Agua en la Caldera El agua de alimentación a calderas de vapor tiende a aportar agua con determinados parámetros mínimos de calidad que elimine los depósitos calcáreos y mejore la transmisión calorífica, y de otra parte, que garantice el funcionamiento y seguridad de la misma. El agua de alimentación a la caldera es comúnmente almacenada en un tanque, con capacidad suficiente para atender la demanda de la caldera. Se deben considerar dos aspectos, máximo nivel de intercambio térmico posible y que el tiempo de vida de los equipos sea lo más dilatado posible. Los tratamientos mínimos son: ablandamiento(baja presión), ablandamiento y descarbonatación(media presión) y desmineralización completa(alta presión). - Consideraciones en el agua de alimentación: Las calderas necesitan pretratamiento externo en la alimentación del agua o make-up dependiendo del tipo de caldera, la presión de operación, o del sistema total. Tratamiento químico interno es necesario, dependiendo del tratamiento externo del agua. - Control de Sólidos Disueltos Totales(TDS): En calderas de baja presión, los TDS no pueden exceder 3500ppm. El incremento en los niveles de TDS dentro de la caldera es conocido como ciclos de concentración. En calderas de mayores presiones de operación los límites de TDS disminuyen en relación a la presión de operación. Para controlar los niveles máximos permisibles de TDS, el operador debe de abrir de forma periódica la válvula de purga de la caldera. La frecuencia es dependiendo de la cantidad de TDS en el agua de reposición y de la cantidad de agua de reposición introducida. - Control de la alcalinidad: Los niveles de alcalinidad en las calderas de baja presión no debe superar los 700ppm, por encima de este valor pueden producirse carbonatos y liberar . El en el vapor, lo convierte en un vapor altamente corrosivo. Es obvio que es mejor tener menor purga en la caldera o mayor número de ciclos de concentración. La dealcalinización es un proceso por el cual agua suavizada es pasada hacia una unidad que contiene resina aniónica. La resina aniónica remueve aniones como sulfatos, nitratos, carbonatos y bicarbonatos, estos aniones son reemplazados por cloruros. Sal es empleada para regenerar la resina aniónica cuando esta se satura. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Emplear un suavizador como pretratamiento sirve, además de eliminar la dureza del agua, como protección al dealcalinizador. La concentración permitida en el interior de la caldera de TDS al igual que de alcalinidad va disminuyendo a medida que la capcidad de las caldera de presión se va incrementando.

- Control de dureza total: La formación de incrustación en las superficies de la caldera es el problema más serio encontrado en la generación de vapor. La primera causa de la formación de incrustación es el incremento de la temperatura. Consecuentemente, debido a la alta temperatura y presión en la operación de las calderas, las sales se vuelven más insolubles, la precipitación o incrustación aparece. Esta incrustación puede ser prevenida de ser formada en las calderas mediante el empleo de un tratamiento externo(suavizador). Para alcanzar un alto grado de eficiencia, se recomienda el control de la dureza antes de entrar a la caldera, el suavizador en sí mismo es un medio muy adecuado para proteger a la caldera de incrustación. El uso de tratamientos internos(productos químicos), son empleados como complementos. El uso de compañías proveedoras de productos químicos para el tratamiento de la caldera es necesario. La incrustación va a retardar y/o impedir la transferencia del calor, causando pérdidas de eficiencia en la caldera, por lo tanto incrementa el consumo de energía. La incrustación puede causar un sobrecalentamiento en el metal de los tubos de la caldera, generando fallos de rompimiento en los tubos. Este problema requiere una costosa reparación, además de tener que sacar a la caldera del servicio. La incrustación puede ser prevenida de formarse en las calderas de forma interna(productos químicos) y/o externa(suavizador).

2.4.3. Tratamientos en la Caldera El agua de alimentación de las calderas de vapor se debe tratar para corregir y prever los problemas de corrosión, incrustación, alcalinización, formación de espumas entre otros. Hay dos tipos de tratamientos. Hay que considerar la adecuación del agua de aporte según la norma UNE-EN 12952-12 y otra la calidad del agua contenida en calderas.

La ventaja de las unidades de tipo del calderín comparadas con las de un diseño de un solo paso, en cuanto concierne a la química del ciclo, es que la etapa de separación del agua-vapor en el calderín de vapor de un generador subcrítico de vapor le permite

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor mayor flexibilidad en términos de los aditivos que pueden servir para tratamiento de agua. Por ello las calderas sin calderín tienen un control del ciruito agua-vapor mucho más estricto. El primer tratamiento del agua de aporte es una filtración. Las características hidráulicas de presión y caudal son las que determinan el tipo de filtro a instalar. Una vez filtrada y presente un grado de turbiedad aceptable, se le aplica un tratamiento de desendurecimiento o descalcificación. Con el tratamiento de descalcificación se elimina la presencia de calcio y magnesio en el agua. Se utilizan: - La descarbonatación con cal en frío, con eliminación de sílice opcional, mediante cloruro férrico y aluminato, seguida de desendurecimiento( intercambiador de cationes regenerado con cloruro sódico).

- La descarbonatación con cal e hidróxido magnésico en caliente seguida de desendurecimiento. - La descarbonatación a través de un cambiador de cationes carboxílico seguida de desendurecimiento y con eliminación física de . - La descarbonatación por permutación mixta a través de cambiador de iones hidrógeno y desendurecedor, denominada procedimiento H-Na (poco utilizado en la actualidad, debido al riesgo de agua ácida en la caldera, en caso de anomalías en el sistema mezclador). Para combatir los gases se emplean desgasificadores químicos y aminas neutralizantes y filmantes. Poliamida alifática filmante:

Figura 49: Poliamida alifática filmante con radicales Para evitar la formación de bicarbonato ferroso, el condensado a pH superior a 8. El tratamiento con fosfatos inorgánicos: -Tratamiento convencional -Tratamiento congruente Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor -Tratamiento coordinado Cada formato difiere entre sí por la diferente alcalinidad que otorga al agua y por el diferente contenido en . Los tratamientos se eligen en función del tipo de agua a utilizar, y del problema que se desea solventar. Aparte de los tratamientos con fosfatos, también se utiliza AVT(All Volatile Treatment). La condición fundamental es que el agua de alimentación sea de gran pureza. Se basa en mantener un pH adecuado con ausencia de en el agua. El tratamiento volátil elimina los riesgos de fragilidad cáustica. Para combatir los problemas originados por la presencia de los gases de oxígeno y anhídrido carbónico, se recurre al empleo de productos que eviten su acción sobre las superficies metálicas y que, al mismo tiempo, ellos mismo sean inocuos para los metales. El anhídrido carbónico se combate con aminas neutralizantes. El pH óptimo en el condensado está entre 8-9. Las aminas filmantes se denominan de esta forma al tener la peculiaridad de formar una película monomolecular que aisla al metal del contacto con el condensado. Las desviaciones del pH pueden dar lugar a la rotura de la película, ensuciamientos y corrosiones bajo depósito. Cuando los procedimientos no dan una calidad del agua suficiente, es necesario recurrir a la desmineralización total de las aguas de aportación. Según la presión y el tipo de caldera, las exigencias de salinidad total y de contenido en sílice, que deban cumplirse en el agua de aportación, se llevarán a una de las tres siguientes desmineralizaciones: - Desmineralización en una sola etapa de cambiadores de cationes y de aniones, regenerados en equicorriente. Según el tipo de agua y el grado de regeneración, se obtendrán resistividades de 100.000 ohm/cm a 1 megaohm/cm y contenidos en sílice de 50 a 200 microgramos por litro - Desmineralización en una sola etapa de cambiadores de cationes y aniones regenerados a contracorriente ( con utilización eventual de lechos suspendidos). Las resistividades estarán comprendidas entre 500.000 ohm/cm y 5 megaohm/cm y los contenidos en sílice entre 20 y 100 microgramos por litro - Desmineralización con una segunda etapa de cambiadores de cationes y de aniones (lechos separados o lechos mezclados). Las resistividades estarán comprendidas, en este caso, entre 1 y 20 megaohm/cm y los contenidos en sílice entre 10 y 100 microgramos por litro.

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La desmineralización se simplifica cuando, la mezcla de agua de aportación y de agua condensada sufre una desgasificación térmica muy completa. Basta añadir entonces, bien sea al agua de aportación, o bien directamente a la caldera, una pequeña dosis de fosfato sódico, de amina volátil y de hidracina. La presión y el diseño de una caldera determinan la calidad del agua que requiere para la generación del vapor. La secuencia del tratamiento depende del tipo de concentración de los contaminantes hallados en el abastecimiento de agua y de la calidad deseada del agua terminada con el fin de evitar los tres mayores problemas en los sistemas de calderas: depósitos, corrosión y arrastres.

Tabla 17: Composición esperada en los lodos de calderas Existen tres medios básicos para mantener estos importantes problemas bajo control: - Tratamiento externo del agua (reemplazo, condensado o ambos) antes de que se entre a la caldera, para reducir o eliminar sustancias químicas (como dureza o sílice), gases o sólidos. - Tratamiento interno del agua de alimentación de la caldera, agua de la caldera, vapor, o condensado, con productos químicos correctivos - Purgado-control de la concentración de productos químicos en el agua de la caldera por el sangrado de una porción del agua en la caldera. Guillermo González Martín

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2.4.3.1. Tratamiento Externo El programa de tratamiento de la caldera apunta al control de siete clasificaciones amplias de impurezas: sólidos suspendidos, dureza, alcalinidad, sílice, TDS, materia orgánica y gases.

Tabla 18: Procesos unitarios aplicables al tratamiento de reemplazo de calderas que reduce o elimina estas imputezas Notas de la tabla 18: 1. Adición directa es la aplicación de un producto químico directamente al agua, donde los subproductos se quedan en solución. 2. En el proceso de precipitación, la dureza puede reducirse en una cantidad controlada, dependiendo de la dosificación de la cal. En el ablandamiento parcial con cal, sólo se remueve el Ca. Esto se logra añadiendo sólo la cal necesaria para que reaccione con la alcalinidad de bicarbonato más el libre. La dureza del Ca después del tratamiento es de aproximadamente 35 mg/l en frío o de 15-20 mg/l en caliente, si la alcalinidad del agua cruda excede al calcio; si el calcio del agua cruda excede a la alcalinidad, entonces la concentración de del agua tratada es 35 mg/l en frío, y 15-20 mg/l en caliente. La reducción del calcio iguala a la reducción de la alcalinidad ya que el se forma como un precipitado. Una remoción más completa de la dureza requiere la adición de bastante cal para que reaccione tanto con el magnesio como con la alcalinidad de bicarbonato y con el libre. En este caso, si la alcalinidad del agua cruda excede a la dureza total, el Ca residual es de aproximadamente 35 mg/l en frío, y de 15-20 mg/l en caliente; si la dureza excede a la alcalinidad, entonces el después del tartamiento es de 35 mg/l en frío y de 12-20 mg/l en caliente. El magnesio residual es aproximadamente de 30 ppm en frío y de 2-3 mg/l en caliente, cuando se añade exceso Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor de cal para produci una alcalinidad de hidróxido de 10 mg/l. La reducción de los sólidos totales es igual a la reducción de la dureza con una reducción coincidente de la sílice y la materia orgánica. 3. Los residuos después del intercambio iónico varían con el análisis del agua, con la dosificación del regenerante y con el métodod de aplicación, así como con el arreglo de las unidades del sistema. 4. El reemplazo para un evaporador se trata, por lo general, ya sea adelante del evaporador o en el cuerpo del evaporador; el agua concentrada es semejante al agua de caldera, y el programa de tratamiento químico es como el tratamiento de la caldera. 5. Si el agua se desgasa para remover el , el balance químico puede perturbarse y la dureza puede precipitar en el desgasador. 6. En el proceso de membrana, los sólidos que entran se mantienen en la corriente salina a menos que se remuevan por pretratamiento. El grado de purificación varía con los análisis del agua y las características de la membrana, como la selectividad de iones. 7. La alcalinidad puede reducirse por coagulación con alumbre o con sales de hierro; puede aumentarse por el aluminato; puede mantenerse constante si las dosficiaciones de alumbre y aluminato están balanceadas. 8. La alcalinidad se reduce mezclando los efluentes de las unidades de zeolita de sodio y de hidrógeno (tratamiento de corriente divididas). Puede reducirse hasta cualquier residuo deseado. La reducción de la alcalinidad produce una concentración equivalente de gas , que puede desgasarse hasta 5-10 mg/l a temperatura ambiente o hasta cero a 100ºC. 9. La sílice residual puede predecirse a partir del análisis del agua y la dosificación de adsorbente aplicada en el proceso de tratamiento. Los residuos varían entre 90% en el proceso en frío y tan poco como 5% en el proceso en caliente, dependiendo del adsorbente añadido o del magnesio precipitado por el ablandamiento con cal. 10. La sílice se remueve en procesos de intercambio iónico sólo por resinas aniónicas de base fuerte regeneradas con el cáustico. Si la unidad de resina aniónica sigua a una zeolita de sodio, el residuo puede ser de 10% de la alimentación; si la unidad aniónica forma parte de un desmineralizador, pueden lograrse residuos tan bajos como 0.01 mg/l. 11. Algunas reacciones, como la que tiene lugar entre el sulfito de sodio y el oxígeno, producen un subproducto soluble (sulfato de sodio) que aumenta los SDT. 12. La reducción de los sólidos disueltos por intercambio iónico varía con los diferentes procesos de intercambio catiónico y aniónico. Con el tratamiento de zeolita de sodio, los SDT no cambian en base equivalente de ; con la zeolita de hidrógeno de corriente dividida, H2X, la reducción de los SDT es igual a la reducción de la alcalinidad; con un desmineralizador, la remoción es esencialmente completa y los residuos dependen de la combinación de unidades en el sistema. 13. La materia orgánica se reduce tanto por coagulación/floculación como por ablandamiento con cal. El color de la materia orgánica por encima de 50 mg/l interfiere con el ablandamiento con cal a menos que se contrarreste por adsorción en carbón o por oxidación química. Es común obtener una remoción de materia orgánica alrededor de 30% en la clarificación en frío o en el ablandamiento con cal, y un 50% de remoción en la precipitación del proceso caliente. Estas eficiencias de remoción varían con la selección de coagulantes, cloro, permanganato, o carbón activo pulverizado. 14. Algunas resinas especiales de intercambio iónico (como el carbón activado) pueden usarse para remover el color. Sin embargo, la materia orgánica tiende a acumularse en forma irreversible sobre las resinas de aniones, presentando serios problemas de operación. La materia orgánica debería removerse adelante del sistema de

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor desmineralización. La materia orgánica también interfiere con los procesos de membrana. 15. El dióxido de carbono se remueve por cal en los ablandadores de proceso frío y por desgasado en la sección de rocío de los ablandadores de proceso caliente, que también reduce el oxígeno disuelto hasta un residuo de alrededor de 0.5mg/l. El puede removerse añadiendo un emtal pesado precipitante, como una sal de hierro o de zinc. 16. Los gases que producen sabor y olor pueden removerse por carbón activado. El carbón remueve también el exceso de cloro, por medio de una reacción química. 17. Los desgasadores que usan aire para el despunte reducen el y el en un 9095% si el pH se mantiene debajo de 7. Los desaereadores al vacío hacen lo mismo con el y el y también reducen el disuelto hasta menos de 1.0 mg/l. Los desaereadores calentados con vapor remueven todo el libre y reducen el disuelto hasta 0.005 mg/l. 18. Estos procesos requieren de pretratamiento para remover los sólidos suspendidos.

Control de los siete tipo de impurezas: - Sólidos suspendidos: La remoción de los sólidos suspendidos se logra por coagulación/floculación, filtración, o precipitación. Por lo general, otros procesos unitarios, excepto la reacción directa, requieren una remoción previa de los sólidos. - Dureza:

Tabla 19: Resumen de los procesos de ablandamiento de agua

- Alcalinidad: Es deseable tener alguna alcalinidad en el agua de la caldera, así que rara vez se lleva a cabo una remoción completa de la alcalinidad del reemplazo de la caldera, excepto en la desmineralización. También se necesita cierta alcalinidad para dar el pH óptimo en el agua de alimentación a fin de prevenir la corrosión de la tubería y del equipo. 2 Guillermo González Martín

→

+

+

(g) Página 91

Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor + (g)+

→2NaOH+ → +

(g)

La cantidad de generado es proporcional a la alcalinidad. Por lo general, el ácido carbónico se neutraliza por tratamiento químico del vapor, ya sea directamente o en forma indirecta a través de la caldera, para producir un pH del condensado en el intervalo 8.5-9. El grado de reducción de la alcalinidad es dictado, por los límites de control del agua de caldera y por las metas de calidad de vapor.

Tabla 20: Procesos de reducción de la alcalinidad - Sílice: Para evitar su precipitación en las superficies más calientes, se hará alcalinizando el agua o disminuyendo su concentración con purgas.

Tabla 21: Concentración de sílice en agua de caldera

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Tabla 22: Procesos de reducción de la sílice - Sólidos disueltos totales: Algunos procesos de tratamiento aumentan los sólidos disueltos al añadir subproductos solubles al agua. Por lo general, la reducción de los sólidos disueltos totales se logra por una reducción de varios contaminantes individuales.

Tabla 23: Reducción de lossólidos disueltos totales - Gases disueltos: Por lo común se usan desgasadores para remover los gases mecánicamente en vez de hacerlo en forma química.

2.4.3.2 Tratamiento Interno La formación de incrustaciones dentro de una caldera se controla por alguno de los cuatro programas químicos: coagulación (carbonato), residuo de fosfato, quelatación, o fosfato coordinado. - Programa de coagulación: En este proceso se añaden carbonato de sodio o hidróxido de sodio, o ambos, al agua de caldera para complementar la alcalinidad proporcionada por el reemplazo, el que no se ablanda. El carbonato causa la precipitación deliberada del carbonato de calcio bajo Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor condiciones favorables, controladas, previniendo su depositación en algún punto posterior como incrustación. Bajo condiciones alcalinas, el magnesio y la sílice se precipitan también como hidróxido de magnesio y silicato de magnesio. Se utiliza este método en aguas de alimentación de alta pureza y que operan por debajo de 250 psi. - Programa de fosfatos: Cuando la presión es superior a 250 psi, las altas concentraciones de lodos son indeseables. La dureza del agua de alimentación debe limitarse a 60 mg/l. Un compuesto de fosfato de sodio se alimenta ya sea al agua de alimentación de la caldera o al tambor de la caldera, dependiendo del análisis del agua y de los auxiliares del prehervidor, para formar un precipitado insoluble que es principalmente hidroxiapatita, . El magnesio y la sílice se precipitan como hirdóxido de magnesio, silicato de magnesio o silicato de calcio. - Programas de quelatantes Un quelatante es una molécula semejante a un intercambiador iónico; es de bajo peso molecular y soluble en agua. El EDTA y NTA son los agentes quelatantes más utilizados, forman iones complejos con el calcio y el magnesio, estos complejos son solubles, por tanto la purga es mínima en estos procesos. Se limitan a calderas que operan por debajo de 1500 psi. - Programa de fosfato coordinado: El ataque cáustico del metal de la caldera aumenta cuando se eleva la presión, por lo que la alcalinidad cáustica debe hacerse mínima. En estas condiciones se escoge el fosfato coordinado. El fosfato trisódico se hidroliza para producir iones hidróxido: +

→

+

+

El programa se controla alimentando combinaciones de fosfato disódico con fosfato tri o monosódico para producir un pH óptimo sin la presencia de libre. El agua de alimentación debe de ser extremadamente pura y de una calidad sin variaciones. Además de controlar las incrustaciones y los depósitos, el tratamiento interno debe también controlar el arrastre. Un alto porcentaje del arrastre es causado por la espuma, por tanto se resuelve con la adición de un antiespumante al agua de alimentación de la caldera.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Los lodos pueden sedimentarse y formar depósitos, para ello se utilizan dispersantes efectivos. Un medio alcalino aumenta, por lo general, la efectividad de todos estos dispersantes. La descarga de contaminantes que se volatilizan a las condiciones de operación de la caldera, son el y la . Con el es prudente reducir la alcalinidad del agua de alimentación para que su formación sea mínima. El tratamiento externo para reducir la sílice y la purga, constituyen los métodos para evitar descargas excesivas de . El oxígeno es el mayor culpable de la corrosión en los sistemas de calderas. La desaeración lo reduce en el sistema del prehervidor, pero no lo elimina. La aplicación de sulfito o de hidracina después de la desaeración elimina el remanente y mantiene condiciones reductoras en el agua de la caldera. Una ventaja de la hidracina está en que se descarga dentro del vapor para estar disponible en el condensado como protección contra la corrosión de oxígeno en el sistema de retorno.

2.4.3.3. Régimen de Purgas Puesto que la vigente normativa limita la salinidad y alcalinidad del agua, se deben ajustar mediante un régimen adecuado de purgas de desconcentración. El agua nueva que le entra le está aportando sales que se van concentrando. La única forma de limitar esta concentración es vertiendo el desague (purgando) una cantidad de agua concentrada de caldera, este volumen es reemplazado por agua depurada nueva de menor salinidad. Para que se estabilice la salinidad, la cantidad de sales extraídas en purgas por unidad de tiempo tiene que ser igual a la que le aporte el agua de alimentación en aquel mismo tiempo. Las extracciones pueden hacerse intermitentemente de forma manual o temporizada, o bien mediante válvula de regulación manual o automática de purga continua. La misión de la purga continua instalada en la zona de nivel, es la de desconectar el agua y eliminar espumas y la de la purga de fondo intermitente, también desconectar, y además evacuar barros.

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2.4. Estado Actual del Tratamiento de Aguas

El desarrollo de los nuevos sistemas de control de la química del agua incluyen: • Disminución del papel del químico del agua de la planta, junto con la formación y experiencia limitada de los operadores y los químicos externos que ahora están a menudo a cargo del tratamiento del agua. • Proliferación del uso de productos químicos de tratamiento de agua orgánica y su uso indebido, que conduce a la generación de ácidos orgánicos; y la falta de conocimiento y análisis de su comportamiento. • Mejor equipo de purificación de agua y el uso de agua de reposición(make-up) desmineralizada de alta pureza sin necesidad de tratamientos de agua orgánicos caros. • Tratamiento oxigenado para unidades de empresas públicas (y posiblemente industriales) con agua de alimentación de alta pureza. A la luz de las tendencias actuales, especialistas en el tratamiento del agua ven los siguientes como sus principales objetivos: • La prevención de corrosión de los componentes del ciclo y las resultantes paradas forzosas y reparaciones. • Funcionamiento a la máxima eficiencia termodinámica (velocidad de calentamiento mínimo) y la capacidad de generación por el control de las escamas y los depósitos.

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3. Monitoreo y Control

3.1. Introducción Todos los problemas de la química del agua y la corrosión pueden ser monitoreados en el campo o simuladas en el laboratorio. Una combinación de la supervisión y el modelado termodinámico y la corrosión puede prevenir la mayoría de los problemas y ayudar a determinar las causas profundas y selección de soluciones de ingeniería después de que ocurran los problemas. Existe el conocimiento suficiente para prevenir la mayoría de los problemas anteriores, y hay métodos de monitoreo para su detección temprana. Las mejores medidas preventivas incluyen una revisión del diseño del ciclo de vapor y los componentes del ciclo (incluyendo una revisión de la selección de materiales y la química del agua), el seguimiento durante la puesta en marcha y operación inicial del sistema, y una auditoría de la química del agua y la corrosión después de 1 a 5 años de operación. Sin importar el tamaño, número de cubiertas, condiciones de vapor, y los arreglos, es esencial que las turbinas de vapor tengan una efectiva supervisión, procedimientos de operación y mantenimiento/prácticas, y la capacitación para el personal. Para gestionar eficazmente la salud y el rendimiento de las turbinas de vapor, hay una serie de parámetros de la turbina que se deben medir, vigilar y/o se muestren en una base continua. Cuánta información se controla es una función del diseño de la turbina de vapor y aplicación, pero con modernas turbinas de vapor de hoy en día, los siguientes parámetros se deben vigilar: • Velocidad (RPM) y la carga (KW / MW). • La presión y la temperatura de entrada de la turbina de vapor. • La presión y temperatura de la primera etapa de la Turbina de vapor (son las condiciones de los álabes guía, si los hay). • Salida de la turbina HP (o recalentado frío), entrada de la turbina IP (o de recalentamiento caliente), y salida de la turbina IP/entrada de la turbina LP (o cruzado) para presiones y temperaturas de turbinas de recalentamiento y de múltiples cámaras sólo. • Expansiones diferenciales del rotor/carcasa de la turbina de vapor (según corresponda para grandes turbinas).

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor • Temperaturas/diferenciales de la carcasa y del pecho de la turbina de vapor (la mitad inferior y superior de los termopares instalados en HP e IP secciones de turbinas para grandes turbinas). • Presiones y temperaturas de admisión y extracción (según corresponda). • Línea de Extracción de los termopares para detectar la inducción de agua (según corresponda). • El agua y la pureza del vapor en la descarga principal de entrada de vapor y la bomba de condensado. • Sellado de presiones de vapor y extractor (según corresponda). • La presión y la temperatura del vapor de escape de la turbina. • Presiones y temperaturas de suministro del aceite lubricante y fluido hidráulico. • Presiones y temperaturas del suministro de agua de enfriamiento para el aceite de lubricación y sistemas de fluidos hidráulicos. • Temperaturas del metal del cojinete de inyección de aceite y del cojinete de empuje (o drenar temperaturas, en su caso) para la turbina y la caja de cambios (según corresponda). • Teniendo vibración – sísmica, o ejes x e y, y la proximidad de sondas de mediciones para todas las ubicaciones de la turbina y la caja de cambios (piñón) que lleva (según corresponda). El seguimiento de estos y otros parámetros se realiza normalmente en combinación con los controles digitales de las turbinas modernas de hoy y los sistemas de control de la planta. Para las unidades más antiguas puede haber un sistema de control analógico.

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Figura 50: Puntos de medida para él monitoreo en un reactor PWR Los parámetros mínimos aceptables de turbinas que deben ser controlados:

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Tabla 24: Parámetros recomendados para el monitoreo en una turbina de vapor Mientras que el monitoreo continuo de los parámetros de la turbina de vapor es importante, el uso de esa información para detectar cambios en la salud y la condición del equipo antes de posibles fallos es igualmente importante. Si los datos son recogidos y analizados correctamente, los cambios en el estado o fugas entre o dentro de los componentes pueden ser detectados y utilizados para la evaluación de problemas de la vida de la turbina. Estos análisis pueden realizarse off-line o puede realizarse on-line.

Figura 51: Visión del monitoreo on-line de una turbina de vapor Lo que se necesita, sin embargo, es la capacidad de detectar cambios en el rendimiento de la turbina por la sección de la turbina, la capacidad de detectar cambios de la vibración de la turbina (niveles, ángulo de fase, frecuencias), y la capacidad de detectar cambios en espera frente a los valores reales para componentes de la turbina críticos con el tiempo. El principal beneficio del monitoreo y del control es una reducción del tiempo de inactividad para la investigación de posibles problemas. Para el buen control de sistema, aparte de analizar los parámetros, es necesario tener unos adecuados puntos de muestreo y una infraestructura de mantenimiento adecuado y de operarios entrenados:

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor - Muestreo: Un muestreo adecuado es fundamental para el seguimiento y control de un programa de tratamiento químico. Un buen muestreo es uno que se toma para ser representativo de la corriente que se muestrea y esté correctamente acondicionado (temperatura y presión) para el análisis o un analizador al que está destinado. Las muestras deben estar funcionando continuamente. El caudal de la muestra debe ser capaz de ser confirmado fácilmente por los operadores de la planta.

Tabla 25: Puntos de muestreo y métodos sugeridos

- Mantenimiento: Como mínimo, la documentación de mantenimiento debe incluir: • Los manuales técnicos y boletines de servicio disponibles, completos y actualizados. • Sistema de gestión de mantenimiento en su lugar y seguido (sistema informatizado o manual). Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor • Procedimientos disponibles y seguidos de bloqueo/etiquetado. • Procedimientos de control del contratista disponibles y seguidos. • Procedimientos de preplanificación para emergencias de grandes eventos no programados disponible y actualizado. • Procedimiento de "gestión del cambio" en su lugar y seguido, para realizar cambios controlados a todos los procedimientos y prácticas de mantenimiento. Hay un número de enfoques y sofisticados software de la industria para establecer programas de mantenimiento de turbinas de vapor y sus equipos de apoyo. Independientemente del sistema o enfoque, lo que es importante para las aseguradoras es que las tareas de mantenimiento y frecuencias deben ser priorizados hacia las partes de la turbina de vapor que tienen el riesgo más alto - la más alta probabilidad y consecuencia del fallo. Esto generalmente significa, la protección de la turbina de vapor de sobrevelocidad, la inducción de agua, pérdida de aceite lubricante, el vapor corrosivo y válvulas atascadas que podrían causar graves daños a la turbina, ya sea en el corto o largo plazo.

- Operadores: Los procedimientos operativos validados son desarrollados y documentados para las operaciones del personal de una planta. Tipo de procedimientos más usados: • Los manuales técnicos y boletines de servicio disponibles, completos y actualizados. • Libros de registro del material (registros aperturas, viajes, eventos no programados y programados/mantenimiento) mantenido y actualizado. • Lista de comprobación previa al arranque de auxiliares (lubricación, agua de refrigeración hidráulica, vapor de sellado, etc). • Lista de comprobación previa al arranque de la turbina. • Arranque/warm-up/procedimientos de rodillos lento. • Procedimiento de carga. • Procedimientos de operación (cambios de carga/responder a los cambios en las condiciones de turbinas y alarmas). • Procedimientos de descarga y cierre. • Procedimiento de cierre de emergencia Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor • Procedimientos de acciones correctivas con la pureza del vapor. • Procedimientos de prueba de exceso de velocidad de la turbina de vapor y bombas de alimentación de calderas de vapor impulsado. • Los procedimientos de prueba de la válvula de control, parada principal, y de disparo y de la válvula de mariposa. • Pérdida de procedimientos de ensayo de lubricación, incluyendo interruptores de presión, la lógica de arranque de bomba, etc.

Es importante que el personal esté capacitado en el por qué, así como lo que hay que hacer para operar/mantener un equipo complejo. Cada planta debe tener un programa de capacitación en el lugar con registros que indiquen cuándo y qué tipo de formación se ha llevado a cabo para cada individuo.

3.2.Calidad del Agua

El vapor contaminado es una de las principales causas del mantenimiento de las paradas forzosas y prolongadas y de los aumentos en los costes de mantenimiento. Para minimizar estos efectos de forma sistemática, el diseño y la aplicación de controles de agua y la química de vapor que protegen a la caldera y la turbina necesitan ser establecidos, la operación de atemperación en la zona del sobrecalentador tiene que ser prudente, y el monitoreo de la pureza del vapor debe ser implementado. En el monitoreo de una planta de vapor, como mínimo debería de haber un control de la conductividad catiónica y de sodio en la entrada de la turbina de vapor. Además se puede monitorear la conductividad catiónica y de sodio en el sistema de condensado y de agua de alimentación aguas abajo de las bombas de condensado o desmineralizador y en la entrada o salida del tanque economizador de purga (DA) para proporcionar una alerta temprana de problemas químicos del agua.

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Figura 52: Equipo de medida de la conductividad catiónica Para el control de la calidad del agua, hay que tener en cuenta la instrumentación utilizada, el entrenamiento de los operarios, el muestreo y la calidad del control: - Instrumentación: La instrumentación online es más práctica que el análisis al azar de las muestras porque no hay químicos en la mayoría de las plantas de vapor, y los operadores de la planta son responsables del control de la química del agua. - Operarios: Para que la monitorización de la química del agua sea eficaz en la prevención de la acumulación de depósitos y la corrosión, es necesario que haya una política de la compañía aprobada que prevé acciones oportunas de corrección, un manual de la química del agua para el operador y un entrenamiento correcto al operador y al químico en la planta. - Muestreo: Cabe señalar que la ubicación de puntos de muestreo y de dosificación depende del diseño de la planta de energía y el tipo de generador de vapor. Los errores por lo general son causados por retirar las muestras de manera no isocinética, por las escamas y la acumulación de depósitos en el tubo de la muestra debido a un flujo lento. Para vapor y agua de alimentación, las muestras deben ser retiradas usando una tobera de muestreo isocinético. - Calidad del control: El control de calidad del muestreo y análisis es esencial para evitar las acciones correctivas a menudo costosas e inapropiadas sobre la base de datos de la química del agua incorrectos.

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Tabla 26: Objetivos de control químico para calderas con calderín

3.2.1. Impurezas Se debe implementar un adecuado muestreo químico y monitorización para detectar rápidamente la entrada de impurezas en el proceso. El control de impurezas requiere la detección temprana y la eliminación de las fugas del tubo del condensador, infiltración de aire, y el mal funcionamiento de los sistemas de distribución y del pulidor de condensados. Los operadores deben controlar la pureza química del tratamiento del agua y del control de disolventes, conservantes, y agentes de limpieza utilizados durante la fabricación y el mantenimiento de los componentes del ciclo. Para la detección temprana de la entrada de impurezas durante la operación, el muestreo químico adecuado y la supervisión deben ser implementadas. La eliminación de impurezas se lleva a cabo principalmente a través del sangrado de la caldera, del pulidor de condensados y de la filtración (cuando se utiliza) y la desaireación, la desaireación mecánica se produce en el condensador y en el desaireador. El oxígeno también se extrae químicamente por eliminación de oxígeno. Si los operadores controlan la entrada y la generación de impurezas y su remoción en unos pocos puntos de todo el ciclo y el uso de aditivos químicos, se puede controlar los

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor procesos de deposición y corrosión locales en las superficies de los componentes (tales como tubos de la caldera y álabes de la turbina). Para mejorar el control de dichas impurezas, hay técnicas de monitoreo especiales que están disponibles para complementar el control normal de la química del agua. Ellos ayudan a los operadores a observar escamas y depósitos, la composición de las gotitas de la humedad y de la película de líquido en dos regiones de fase, el potencial de corrosión in situ y en temperatura pH, y exfoliación en el sobrecalentador y recalentador.

Tabla 27: Monitoreo relacionado con la química, escamas y deposiciones del aguavapor A continuación se muestran los valores objetivos de parámetros individuales en una caldera de ciclo combinado: Los valores objetivo se desarrollaron para cada parámetro en cada punto de muestreo, basado en el método correspondiente y en las especificaciones de pureza de vapor necesarios para las turbinas. - Sodio: - Valor objetivo del sodio en el vapor. Él valor objetivo del sodio en el vapor para las calderas puede variar en función del diseño de la caldera (recalentamiento presente o no), la presión, y el programa de tratamiento (fosfato o AVT). - Valor objetivo del sodio en la caldera. Límites de sodio para el sobrecalentamiento y recalentamiento del vapor. Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Al estimar el hideout, se debe prestar atención a los efectos de concentración provocados por el gradiente de temperatura en las paredes de los tubos del generador. - Valores objetivo del sodio en el condensado, en el retorno de condensados, y en el agua de reposición. Niveles bajos de sodio se recomiendan para las siguientes razones: • Para alcanzar la pureza del vapor recomendada en funcionamiento normal sin depender de la purga de la caldera, dejando la plena capacidad de purga disponible para controlar los transitorios y mantener la química dentro de las directrices en todo momento. • Para permitir la máxima flexibilidad durante las excursiones. • Para proporcionar agua de alta pureza para la inyección de la turbina de combustión y atemperación de vapor. - Valores objetivo del sodio en el tanque de almacenamiento de condensado de efluentes (Tanque de aluminio solamente). La corrosión de los tanques de almacenamiento de condensados de aluminio puede producirse en presencia de hidróxido de sodio libre. - Cloruros y Sulfatos: - Valores objetivo en el vapor. Sobre la base de las solubilidades de cloruro de sodio y sulfato de sodio en vapor sobrecalentado, los límites se han elegido para unidades con recalentamiento y sin recalentamiento. - Valores objetivo en la caldera. Los valores objetivo de los cloruros y sulfatos del agua de calderas se derivan de los del recalentamiento/vapor sobrecalentado basado en el arrastre mecánico y vaporoso. - Valores objetivo del agua de reposición. El valor objetivo del agua de reposición de 3 ppb es necesaria por las siguientes razones: • Para alcanzar la pureza del vapor recomendada en funcionamiento normal sin depender de la purga de la caldera, dejando la capacidad de purga completamente disponible para controlar transitorios y mantener la química dentro de las directrices en todo momento. • Para permitir la máxima flexibilidad durante las excursiones. • Este valor objetivo para la pureza del agua de reposición es el mismo que para el vapor, y es fácilmente alcanzable con el equipo de tratamiento de reposición moderno. La concentración de impurezas en la fase acuosa puede ser calculada mediante datos termodinámicos, suponiendo que las impurezas en el vapor y en la fase líquida se encuentran en equilibrio ,o próximo a él.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Cloruros-cálculos Se establecerán dos hipótesis: a) Los cloruros son los únicos contaminantes en el vapor. b) Todos los cloruros se encuentran particionados en la fase líquida En estas condiciones, la concentración de cloruros en el vapor se puede obtener de la medida de la conductividad catiónica del vapor condensado (por tanto, la solución obtenida después del intercambio de cationes es HCl diluido) λvapor =λHCl + λagua disociada

(1)

λvapor =α HCl* X + α agua disociada *Y

(2)

Donde : α HCl , α agua disociada son los coeficientes de conductividad (µS/cm por mol) de HCl y de agua disociada X, Y son las concentraciones de Cl- y de OH- ([Cl-] , [OH-], mol/litro) Si Z =[H+], se tiene: ZY= Kagua Z=X+Y

(3)

(Kagua constante de disociación del agua)

(4) o bien X = Kagua / Y – Y

(5)

Como X es la concentración del ion Cloruro (mol/litro), o bien el número de moles en 1kg de vapor: CCl-, vapor = 35,5 *10-3*106 *X = 3,35*104 *X

(6)

Siendo CCl-, vapor la concentración en peso de cloruros en el vapor (ppm) Y suponiendo que todo el cloruro se encuentra particionado en la fase agua, se tiene: CCl-, agua = CCl-, vapor /yn

(7)

(donde yn es la humedad)

Combinando las ecuaciones (2) y (5) aY2 + bY +c = 0 ; (a = α HCl - α agua disociada ; b= λvapor ; c= - (α HCl* Kagua) De la ecuación (8) , se obtiene:

b  b 2  4ac Y 2a A 25ºC, α 10-14

agua disociada=5,5*10

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5

(μS/cm)/(mol/l), α

HCl

(9) =4,3*105(μS/cm)/(mol/l) y Kagua =

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor De las ecuaciones (5),(6),(7) y (9), se puede calcular el contenido de cloruro en la fase acuosa, para varios valores de la conductividad del vapor y del contenido de humedad de éste. Habiéndose establecido en las guías de "química del agua" que para una conductividad catiónica del vapor de 0,2μS/cm nunca debería corresponderse con una concentración de cloruro tan alta, habiéndose establecido un valor límite de 3ppb. - Sílice: Los valores objetivo no deben superarse a pesar de parecer el agua de reposición de buena calidad. - Valor objetivo de la sílice en el vapor. Basado en la solubilidad de la sílice en vapor sobrecalentado, los límites se han elegido para las unidades con y sin secciones de recalentamiento. - Valor objetivo de la sílice en la caldera. El arrastre vaporoso es el principal contribuyente de sílice en el vapor. La concentración de sílice del agua de calderas no afecta a la relación de distribución dentro de la gama de 10 a 1000 ppm. - Valor objetivo de la sílice en condensados y agua de reposición. 10 ppb de sílice para unidades con recalentamiento y 20 ppb para unidades sin recalentamiento, es necesario por las siguientes razones: • Para alcanzar la pureza del vapor recomendada en funcionamiento normal sin depender de la purga de la caldera, dejando la capacidad de purga completamente disponible para controlar los transitorios y mantener la química dentro de las directrices en todo momento. • Para permitir la máxima flexibilidad durante las excursiones. - Oxígeno disuelto: - Se recomienda que el valor objetivo de oxígeno disuelto en el agua de alimentación de los cuerpos LP, IP, y HP, sea idóneo para minimizar la entrada de oxígeno en la caldera y para optimizar la química del agua de alimentación. - El valor objetivo de oxígeno disuelto en la salida del desaireador es de 7 ppb, se basa en la garantía de ejecución de un desaireador típico. - El valor objetivo de oxígeno disuelto a la descarga de la bomba de condensado se recomienda que sea el correcto para reducir al mínimo la corrosión en el sistema de agua de alimentación.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Oxígeno-cálculos Para el cálculo de las concentraciones de oxígeno en el condensado, se establecen las siguientes hipótesis a) No existe aire arrastrado por el vapor y no existen fugas de aire al interior de la turbina. Por tanto, la única fuente de contaminación por oxígeno es el disuelto en el agua de alimentación. b) La presión del vapor a una temperatura dada es la equivalente a la de equilibrio agua-vapor. Esta es una hipótesis razonable a la temperatura de saturación cuando ocurre la condensación. El oxígeno contenido en la fase acuosa coxígeno, agua puede ser expresada como: coxígeno, agua =αoxígeno*poxígeno Donde poxígeno es la presión parcial del oxígeno en el vapor y αoxígeno es la solubilidad del oxígeno en el agua a una temperatura dada. A su vez la presión parcial del oxígeno en el vapor puede establecerse como poxígeno =coxígeno*pvapor donde p vapor es la presión del vapor y coxígeno el contenido de oxígeno en el vapor

El eliminador de oxígeno debe ser alimentado a una velocidad necesaria para mantener un nivel deseado de oxígeno disuelto en el tambor de la LP. El nivel de oxígeno disuelto en el tambor de la LP está controlada por debajo de 10 ppb. - pH: - Valores objetivo de pH para el agua de la caldera, tratamientos de fosfato. El pH del agua de la caldera para una unidad que utiliza un tratamiento de fosfato está limitado por la concentración máxima de fosfato, la relación molar-sodio-fosfato, y la concentración de amoníaco/amina en el agua de la caldera. - Valores objetivo de pH para agua de alimentación. La velocidad de corrosión del acero al carbono alcanza valores mínimos en el rango de pH de 9.2 a 9.6. El pH óptimo para la protección de cobre también depende de la temperatura y carbohidrazida o la concentración de hidrazina. Sistemas que tienen la metalurgia mixta no pueden minimizar la velocidad de corrosión de acero al carbono o aleación de cobre sin aumentar la velocidad de corrosión de la otra. En consecuencia, estas plantas deben comprometer y mantener el pH del condensado/agua de alimentación entre 8.8 y 9.3.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor - Conductividad Específica: La conductividad específica es un método barato, confiable, online para el control de la concentración total de especies iónicas (aditivos e impurezas) y su tendencia. La sensibilidad de la conductividad específica para monitorizar el nivel general de los contaminantes depende de que los productos químicos estén presentes y en qué forma. - El valor objetivo para la conductividad específica del agua de alimentación es una indicación del nivel de amoníaco/amina durante el funcionamiento normal, ya que otros niveles de impurezas iónicas son relativamente bajos. - El valor objetivo de la conductividad específica del agua de reposición se basa en la suma de conductividades aportadas por los iones de impurezas individuales. - Conductividad Catiónica: La conductividad catiónica es la conductividad medida en una muestra después de haber pasado ésta por una columna de resina de fuerte intercambio de cationes. Dicha columna de resina sustituye los cationes (X+) por protones ( H+) quedando una solución que contiene los ácidos de los aniones contaminantes, así por ejemplo: (Na+, Cu++, Ca++, Mg++) se intercambian por H+. Los aniones que permanecen ( , , , , PO4-) están entonces en forma de ácidos minerales de fuerte conductividad dando lugar a un aumento de la conductividad de la solución. La conductividad catiónica es un indicador fiable de la contaminación por especies inorgánicas como cloruros, sulfatos y de aniones orgánicos como acetatos y formatos. Los pulidores de condensado reducen aún más las impurezas iónicas en el agua de condensación y de reposición. - Los valores objetivo de conductividad de cationes para el agua de alimentación reflejan la suma de las conductividades de cationes presentadas por aniones individuales y algo de dióxido de carbono (carbonato) que puede estar presente a partir de aire infiltrado y la descomposición de los compuestos orgánicos. - Los valores objetivo de la conductividad de cationes de la caldera-AVT es una excelente medida de la concentración de sales y ácidos. - Los valores objetivo de la conductividad de cationes para el vapor. La medición continua proporciona una indicación fiable de la presencia de sales y ácidos perjudiciales que se sabe que causan corrosión en la turbina y en el proceso de los equipos. - Conductividad catiónica desgasificada(opcional): - Refleja sólo el nivel de impureza aniónica no volátil total.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor - Carbono Orgánico Total (TOC): - Los valores objetivos del TOC en el vapor, los condensados y en la reposición. Estos valores de referencia son los límites prácticos y alcanzables en base a los datos disponibles para las plantas que utilizan amoniaco e hidracina. - Hierro y Cobre: - Total de Límites de hierro y de cobre para el agua de alimentación. El límite total de hierro de 5 ppb se basa en los datos de solubilidad para . El límite total de cobre de 2 ppb es el valor mínimo prácticamente alcanzable. - Infiltración de aire: El aire infiltrado en el sistema es la fuente principal de oxígeno y dióxido de carbono en el sistema de condensado y de agua de alimentación. Altas concentraciones de oxígeno promueven la corrosión, y el dióxido de carbono puede causar la erosión-corrosión y disminuir el rendimiento del pulidor de condensado. Altas concentraciones de aire de infiltración pueden reducir el vacío del condensador, reduciendo la eficiencia del ciclo. - Límites para el aire infiltrado. El exceso en el diseño de aire infiltrado en el condensador generalmente exceden la capacidad del sistema de eliminación de aire, dando como resultado un aumento en los niveles de oxígeno disuelto en el condensado. - Inducción de Agua: Un daño significativo de la turbina puede ocurrir a una turbina de vapor cuando el agua de enfriamiento o vapor fluye hacia la turbina. Cuando esto sucede durante el funcionamiento, la tobera de la turbina de vapor y/o la vibración de los álabes aumenta y aumenta el potencial de estos componentes para que se rompan. Durante el arranque, puede distorsionar térmicamente el rotor de la turbina de vapor durante el comienzo y puede causar grandes ensuciamiento de los sellos y álabes severamente dañados. Durante el cierre, una turbina puede llegar a una velocidad excesiva, y consecuentemente llegar a la destrucción. Hay unos requisitos básicos mínimos para detectar y reducir la probabilidad de la inducción de agua o de vapor fresco: • Prueba de las válvulas de extracción de no retorno (NRV) diarias para asegurar un funcionamiento correcto. • Instalar y controlar los termopares en las líneas de extracción controlados y no controlados para detectar descensos de temperatura que pueda ser indicativo de un incidente potencial de inducción de agua.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor • Asegurarse de que los sellos de los drenajes de vapor y drenajes de la carcasa están libres, que las válvulas instaladas aguas debajo de los drenajes están en la posición adecuada, que los drenajes no se ensamblen juntos para restringir el flujo, y que las líneas de drenaje en realidad drenen hacia abajo. • Asegurarse de que los niveles del calentador de agua de alimentación (si está presente) se mantienen a los niveles requeridos y que las alarmas del detector de nivel estén para alertar al operador de un problema. • Garantizar que los puntos de drenaje de la tubería principal de vapor, del vapor principal y de las válvulas T & T , de las válvulas de control/extracción tienen las válvulas en la posición adecuada para el drenaje y que las líneas de drenaje drenen hacia abajo, no hacia arriba. • Asegurar que en las válvulas de control de pulverización para la atemperación cerca del combustible de la caldera y de las válvulas de disparo haya una válvula de bloqueo o cierre en serie con la válvula de control de pulverización para asegurar que no haya fugas en la turbina. • Monitorear la diferencia en las lecturas del termopar (si está presente) en las mitades superior e inferior de la cáscara de la turbina. Una gran diferencia entre las mitades y/o una mitad inferior más fría podría ser indicativo de la inducción agua.

3.2.2. Tratamientos Es una ventaja de la planta, el poder utilizar el método de tratamiento más conveniente si es posible, sobre la base de factores de pureza de vapor y “hideout” de fosfato. Antes de aplicar los respectivos compuestos químicos en el ciclo de vapor, se deben determinar sus propiedades, la experiencia debe ser verificada y, una vez transcurridas varias semanas desde la primera aplicación, la composición química del ciclo se debería analizar con mucho más detalle que durante una operación normal. A partir de los límites de agua de la caldera, que deberían ser revisados por el comportamiento de deposición y corrosión en los tubos de la caldera, los límites de agua de alimentación se obtienen dividiendo los límites del agua de la caldera por los ciclos de concentración. En una unidad moderna de caldera de tambor, la purga debe ser tan baja como sea posible y los límites del agua de alimentación deben ser similares a los límites de pureza del vapor. Se recomienda que los parámetros básicos sean controlados y alarmados en la sala de control. El pulidor de condensados, evita los efectos de las fugas del condensador y proporciona una flexibilidad adicional al operar con pequeñas fugas. El pulidor de condensados es empleado para remover las impurezas del sistema de agua de alimentación y Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor condensados, y para proteger la caldera de las impurezas iónicas de los condensados o del agua de alimentación, que resultarían de fugas del condensador. El seguimiento y control de la conductividad catiónica es una consideración primordial a la hora de seleccionar un programa de tratamiento. El tratamiento químico debe consistir en AVT (All-Volatile Treatment) para tratamiento de agua de alimentación y PT (tratamiento con fosfato) para el tratamiento del agua de la caldera.

Figura 53: Gráfico de control EPT/PT Una dedicada línea de alimentación y punto de inyección deben ser proporcionados para cada tratamiento químico de las aguas.

Tabla 28: Localización de los puntos de inyección para tratamiento químico Cualquiera, entre el hidróxido de amonio o la solución de amina se alimenta a una dosis necesaria para controlar el pH entre 9,2 y 9,6 en el condensado y agua de alimentación. Una solución de fosfato de sodio se debe identificar que es capaz de mantener el pH del agua de la caldera y la concentración de fosfato, la relación Na: del tratamiento con solución de fosfato de sodio es típicamente en el 3.0:1 (fosfato trisódico) a 3,4: 1 gama de EPT y PT. Un sistema de impulsión de agua es el método preferido para la alimentación de soluciones de tratamiento de fosfato. Es necesario hacer previsiones para permitir la adición de químicos suplementarios cuando sea necesario. Guillermo González Martín

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Para un programa de AVT, un punto de adición de emergencia debe estar situada a ambos tambores, de HP e IP. En la figura 54, se muestra el ejemplo de muestreo y control de los parámetros en una caldera con calderín, que utiliza un tratamiento de fosfatos:

Figura 54: Muestreo y control de los parámetros fundamentales en una caldera con calderín que utiliza un tratamiento de fosfatos

3.3. Problemas Químicos y Mecánicos

3.3.1. Corrosión El problema o problemas específicos que se plantean por la corrosión deben ser identificados por el tipo de corrosión (general o localizada) y las causas, si se conoce. Una vez que los síntomas y problemas se han identificado, será posible seleccionar un método de control y un método de seguimiento de los distintos parámetros para confirmar que la corrosión está bajo control, el análisis de los datos por el personal de operaciones es también una parte necesaria de cualquier programa. Las consideraciones económicas son normalmente la principal influencia en las decisiones que se hacen al momento de elegir un programa de control de la corrosión.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Una manera de resolver los problemas de corrosión es la solución de ingeniería. Otro método de resolver los problemas de corrosión es hacer cambios operacionales. Una de las formas más ampliamente utilizada en el control de la corrosión en sistemas de agua industriales es una combinación de control y el uso de inhibidores especiales de la corrosión química. Es necesario controlar la importancia de las condiciones del proceso y supervisar el rendimiento de los aditivos químicos. - Inhibidores: Para inhibir la corrosión, pequeñas cantidades de inhibidores de corrosión se pueden añadir a los sistemas de agua y corrientes de proceso para reducir las tasas de corrosión a valores aceptables. En general, los inhibidores de la corrosión se incorporan en películas de productos de corrosión de una manera tal como para aumentar la capacidad de la película para evitar la corrosión. Es importante en tratamientos con inhibidores, mantener una concentración suficiente de la molécula en el fluido de manera que la tasa de adsorción , al menos, iguale a la tasa de desorción. Este proceso se conoce comúnmente como pasivación. - Tipos de Inhibidores: Orgánicos: estructuras de alto peso molecular, moléculas altamente polares (ésteres de fosfatos y fosfonatos). Inorgánicos: efectos de formación de película o de pasivación tenaces (sales de cromato, sales de zinc, compuestos de molibdato, fosfatos, sales de nitrito, compuestos de silicatos). Hay otras técnicas de monitoreo de la corrosión, aparte de los inhibidores. Técnicas de monitoreo de la corrosión de campo utilizados en los componentes del ciclo de vapor incluyen la supervisión directa de la corrosión, especímenes tensionados y preagrietados, y el seguimiento de la corrosión por hidrógeno y el potencial de corrosión, detección de fugas, y la observación de los cambios de vibración causados por grietas en las turbinas y bombas. La inspección y ensayos no destructivos son también formas de supervisión.

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Tabla 29: Resumen de los dispositivos utilizados para el monitoreo de la corrosión

3.3.2. Condensados Se requiere un control en la descarga del pozo caliente o bomba de condensado para detectar cualquier fuga de agua en el condensador de refrigeración, y para asegurar que la calidad del condensado se mantiene. Las técnicas experimentales para tomar muestras del condensado temprano en la turbina de vapor incluye el muestreo directo, sensores en línea (por ejemplo, conductividad), y simulando el condensado temprano en las toberas o en los dispositivos de condensación externos: A continuación, se muestran ejemplos de los tipos de técnicas experimentales para el muestreo del condensado - Muestreo directo: Drenaje de tuberías mojadas: La alta concentración de impurezas es el resultado de la partición preferencial en la fase líquida.

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Figura 55: Concentración de impurezas en el drenaje de tuberías mojadas localizada en los condensados tempranos - Sensores en línea: Sensor en línea de la conductividad, Westinghouse: el sensor de conductividad se inserta en la trayectoria de la turbina de vapor. Por medio del control de las variaciones de carga de la turbina, la posición de la línea de saturación podría ser desplazada en relación con la posición de la sonda. - Simulación del condensado en toberas: Jonas/EPRI tobera convergente-divergente: El vapor se expande desde las condiciones de sobrecalentamiento a vapor húmedo. Los efectos de la primera condensación se pueden estudiar en este dispositivo. Parte de la tobera es una tira de ensayo plana que se utiliza para analizar los efectos de deposición y corrosión. - Simulación del condensado en dispositivos externos: Dispositivo de muestreo de los condensados tempranos, Alstom: El vapor sobrecalentado se lleva a la condensación parcial por enfriamiento con agua pulverizada. El condensado parcial es enfriado por un refrigerador y luego re-inyectado como pulverizador de agua. La humedad de vapor se puede ajustar por control de la temperatura de reinyección.

Figura 56: El dispositivo de condensados tempranos de Alstom condensa el vapor sobrecalentado con enfriamiento por inyección Guillermo González Martín

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3.3.3. Dispositivos La tendencia actual de mejorar la inspección de las turbinas y retrasar los periodos de limpieza hasta diez años y ampliar los períodos de garantía hasta veinte años requiere el mejor control factible de las deposiciones sobre las turbinas, erosión y corrosión. - Dispositivos de monitorización:

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Tabla 30: Resumen de los dispositivos disponibles para la monitorización de las deposiciones, corrosión y erosión

Figura 57: Esquema de la instalación de los distintos equipos disponibles para las turbinas de baja presión Guillermo González Martín

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor - Deposiciones: Existen diversos instrumentos disponibles para determinar el porcentaje, composición y morfología de las deposiciones en las turbinas. - Colector/simulador de las deposiciones de la turbina de vapor:

Figura 58: Instalación del colector/simulador de las deposiciones en la turbina de vapor - Toberas conergentes/divergentes para las turbinas de baja presión:

Figura 59: Inyectores convergentes/divergentes de las turbinas de baja presión - Toberas convergentes para las turbinas de alta presión: Las deposiciones recogidas en cada uno de estos dispositivos se puede analizar usando un microscopio óptico, espectroscopia, difracción de rayos X, y diversos métodos químicos húmedos. Los resultados obtenidos de los análisis de los depósitos se pueden usar para predecir la formación de depósitos y la corrosión dentro de la turbina, para evaluar los arrastres de partículas de la caldera y los efectos del vapor y de la química del agua. - Entorno de vapor húmedo: Se han desarrollado diversos instrumentos para determinar la corrosividad del medio de vapor húmedo. - Sonda de secado para etapas vapor húmedo:

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor Las partículas arrastradas que contienen impurezas disueltas impactan sobre este medidor, se evaporan, depositándose así las impurezas como depósitos sobre la superficie de dicho medidor. Analizando estos depósitos, se puede determinar la corrosividad del medio. Hay dos monitores para las calderas, uno consiste en la absorción de radiación gamma y el otro se basa en una calorimetría combinada con un muestreo isocinético. - Monitores para el arrastre desde la caldera - Toma de muestras del condensado temprano - Corrosión por exfoliación y erosión por partículas sólidas: La erosión debido a las partículas sólidas en las turbinas de vapor se debe principalmente a los óxidos exfoliados del sobrecalentador, recalentador y tuberías de vapor. - Monitor del flujo de partículas para los óxidos exfoliados y las gotas de agua: El monitor se inserta dentro de la tubería y un computador registra cada partícula o cada gota como resultado de su impacto sobre el medidor. Se puede medir tanto el número de partículas/gotas, la masa media de partículas/gotas y la masa individual de cada partícula/gota. Además, también se puede calcular el tamaño de cada partícula/gota. Los datos obtenidos se utilizan para determinar las condiciones de operación donde predomina la erosión y para indicar cuándo es necesaria la limpieza química del sobrecalentador o del recalentador. - Para la inducción del agua y su acumulación en las tuberías de vapor: Hay tres tipos de instrumentos: monitor de gotas de agua, indicador gamma y termopares de rápida respuesta. - Corrosión y erosión: - Corrosímetro para la erosión-corrosión: Los corrosímetros se basan en la medida de una resistencia eléctrica expuesta al flujo y al medio. Un medidor de corrosión colocado adecuadamente, cerca de la línea de saturación, da una buena indicación sobre la corrosión de la turbina. Puede detectar las condiciones correspondientes a una corrosión general, corrosión por picadura y agrietamiento por corrosión bajo tensión. Bajo unas condiciones medioambientales constantes, la picadura de los materiales de una turbina es proporcional al tiempo. Guillermo González Martín

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- U-bend corrosion specimens:

Figura 60: Instalación de un tomador de muestras en una turbina - Medidor de fracturas mecánicas: También existen tomadores de muestras mecánicas, que se utilizan para determinar el índice de crecimiento del agrietamiento por corrosión bajo tensión y el tiempo de incubación del agrietamiento.

Figura 61: Tomador de muestras de acero al carbono sobre el cual se observa corrosión general, picaduras y deposiciones sobre la superficie exterior

3.4. Normativa

Los niveles de acción se dan para los parámetros de control en puntos de muestreo críticos para proporcionar pautas para el tiempo permitido fuera de las especificaciones normales de control. También abarcan la química del agua durante los arranques y transitorios. • Valores normales - Los valores de los parámetros de control que sean consistentes a largo plazo con la fiabilidad del sistema. Un margen de seguridad se ha proporcionado para evitar la concentración de contaminantes en las superficies y la corrosión resultante.

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Influencia de la Calidad del Agua en Plantas de Potencia de Turbinas de Vapor • Nivel de Acción 1 - Existe un potencial para la acumulación de contaminantes y corrosión. Valores de retorno a los niveles normales dentro de una semana. • Nivel de Acción 2 - La acumulación de impurezas y la corrosión se producirá. Retornar valores a los niveles normales en 24 horas. • Nivel de Acción 3 - La experiencia indica que puede producirse una corrosión rápida, lo que puede evitarse mediante una acción correctiva o cierre de la unidad dentro de cuatro horas. • Apagado inmediato - Existe una clara evidencia de daño rápido de los tubos de la caldera de bajo pH. Cierre inmediato de la unidad evitará tales daños.

• Nivel de Acción 1 Valor: De 1 a 2 veces al valor objetivo normal • Nivel de Acción 2 Valor: De 2 a 4 veces al valor objetivo normal • Nivel de acción 3 Valor:> 4 veces el valor objetivo normal • Desconexión inmediata: agua pH Caldera