Análisis del Deterioro de Tubos de Pared de Agua en una Caldera a Base de Combustible Fósil

Análisis del Deterioro de Tubos de Pared de Agua en una Caldera a Base de Combustible Fosil

Congreso Iberoamericano de Metalurgia y Materiales, Habana, Cuba, Octubre 8 de 2006

Os ANALISIS DEL DETERIORO DE TUBOS DE PARED DE AGUA EN UNA CALDERA A BASE DE COMBUSTIBLE FOSIL (1)

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José G. Chacón-Nava , Víctor Orozco-Carmona Adán Borunda –Terrazas , Carlos Barrios-Durztewitz , Facundo (1)

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Almeraya-Calderón y Alberto Martínez-Villafañe (1) Centro de Investigación en Materiales Avanzados Miguel de Cervantes 120, Complejo Ind. Chihuahua, C.P. 31109, Chihuahua, Chih. México e-mail: [email protected] (Recibido 8 de Oct.2006) ______________________________________________________________________________________ RESUMEN La problemática de falla de tubería en paredes de agua en calderas de potencia continúa siendo un factor importante de indisponibilidad, ocasionando decrementos de carga y, en el caso mas critico, una falla que produzca un paro forzado de la unidad. El presente estudio reporta un caso particular sobre el deterioro por deformación plástica de tubería ocasionada por un proceso de sobrecalentamiento de largo tiempo. El adelgazamiento del espesor de pared observado no fue asociado con corrosión por el lado del fuego o corrosión interna, sino con deformación plástica ocasionado por sobrecalentamiento del material. El análisis dimensional y microestructural realizados confirmaron la causa de deterioro. Se discuten estos puntos y se mencionan algunas recomendaciones para evitar el problema observado. Palabras claves: Calderas, Tubería, Deterioro, Análisis Microestructural

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1. Introducción La falla de tuberías en generadores de vapor a base de combustibles fósiles a sido un problema concurrente a lo largo de varas décadas, independientemente de su capacidad de generación de vapor. En consecuencia, calderas de pequeña, mediana y gran capacidad pueden ser afectadas. Diversos tipos y mecanismos de falla han sido mencionados en la literatura [1-4] así como varios métodos para mitigar este problema de deterioro, tales como adición de aditivos en el combustoleo, selección de materiales, diversos sistemas de recubrimientos y lavados químicos de las superficies internas de la fluxería [5-8]. De la información recabada para el presente estudio, la caldera es de tipo industrial con una capacidad de 100,000 lbs de produc0

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ción de vapor, 435 C de temperatura de vapor principal a una presión de 50 kg/cm , con quemadores frontales empleando combustible de tipo pesado con alto contenido de asfáltenos. El componente afectado ha sido la fluxería en paredes de agua, en las cuales se presentaron diversas fallas que ocasionaron paros forzados de la unidad de generación. El presente estudio reporta la posible causa del deterioro observado, así como posibles alternativas de solución. 2. Análisis efectuados 2A) Análisis visual. Se recibieron dos tubos de aproximadamente 60 cm de longitud, divididos en dos carretes cada uno. Un aspecto general de estos se tiene en la Fig 1, donde se observa el tubo 1 (parte T1-A y T1-B) y el tubo 2 (parte T2-A y T2B). La inspección revelo que ambos tubos presentaban deformación plástica en la cara que ve hacia el lado del fuego (gases de combustión). La sección transversal complementaria que ve hacia la cámara muerta no presento ninguna deformación apreciable. En la superficie interna ambos tubos se observo un gran encostramiento y ensuciamiento por depósitos internos, fig 2. La cara viendo hacia el lado del fuego presento un encostramiento externo de productos de corrosión que pudiese considerarse normal para este tipo de situaciones.

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2B) Análisis del material del tubo. Este se realizo en un espectrofotómetro de absorción atómica Perkin-Elmer y un analizador elemental C-S Leco. Los resultados se presentan en la Tabla I.

Tubo 1 Tubo 2

C 0.09 0.10

Tabla I. Composición química de los tubos (% peso) S Si Mn P 0.024 0.18 0.43 0.025 0.022 0.20 0.41 0.022

Fe Bal Bal

2C) Análisis químico de depósitos internos. Este análisis se efectuó vía absorción atómica y también en un microscopio de barrido de electrones acoplado a un sistema EDX para microanálisis químico. Las Tablas II y III muestra los resultados obtenidos para los depósitos internos en ambos tubos.

Element and Line MG KA SI KA P KA CA KA FE KA TOTAL

Tabla II. Análisis EDX de los depósitos internos del tubo 1. Standarless EDS Analysis (ZAF Corrections Via Magic V) Precission 2 SigWeight Percent Atomic Percent ma 0.32 0.57 28.84 3.82 5.52 22.28 13.70 17.85 30.19 59.34 59.40 35.42 22.82 16.65 36.89 100

Element and Line NA KA SI KA P KA CA KA FE KA TOTAL

Tabla III. Análisis EDX de los depósitos internos del tubo 2. Standarless EDS Analysis (ZAF Corrections Via Magic V) Precission 2 SigWeight Percent Atomic Percent ma 3.59 6.18 85.38 5.70 8.04 27.38 17.66 22.56 38.85 41.09 40.58 32.88 31.95 22.64 44.74 100

K-ratio 0.0013 0.0267 0.1052 0.6404 0.2264

K-ratio 0.0088 0.0404 0.1359 0.4669 0.3481

Tabla IV. Análisis de los depósitos internos por absorción atómica, y valor de pH de los mismos para los tubos tubos 1 y 2, Tubo 1 Tubo 2

Ca 17.4 16.2

Mg 2.1 2.3

Na 3.5 3.8

SiO2 8.6 7.2

Cu 4.8 5.8

PO4+++ 33.5 30.2

pH 10.2 9.9

2D) Análisis microestructural. Para este análisis se empleo un metaloscopio óptico Versamet-Union. La microestructura de las muestras fue revelada utilizando nital al 2% como reactivo de ataque.

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Figura 1. Aspecto general de los tubos recibidos

Figura. 2. Acercamiento al interior de los tubos, donde pude notarse una considerable incrustación de depósitos, principalmente hacia el lado de gases de combustión. 3. Resultados y Discusión La composición química de los tubos en la Tabla I, indico que estos muy posiblemente corresponden con la especificación SA 178A o un SA-192, los cuales son comúnmente empleados como materiales de pared de agua en generadores de vapor. Como se observa de las figuras 1 y 2, los tubos presentaron una cierta deformación plástica en la cara orientada hacia los gases de combustión. Con el fin de determinar si el adelgazamiento presentado por esta cara o sección fue producido por corrosión interna y/o externa se procedió a medir el área de las dos medias secciones transversales de la sección A2 con respecto a la del lado cámara muerta (A1) mediante un planímetro digital. Los resultados indicaron lo siguiente: Tubo 1 Tubo 2

Área sección A1 4.3 cm2 4.2 cm2

Área sección A2 4.0 cm2 4.1 cm2

De lo anterior, podemos afirmar que al ser prácticamente iguales las áreas registradas tanto en las secciones que ven hacia el lado cámara muerta como lado gases, no hay fenómeno de corrosión importante que consumiera material en los tubos. También, las figuras 3 y 4 muestran las huellas de secciones transversales en ambos tubos para ambos tubos, y las microestructuras correspondientes tanto en la sección transversal normal (lado cámara muerta o cajas de aire) como en la sección deformada (lado gases de combustión). La microestructura en las zonas sanas en ambos tubos, esta compuesta de ferrita (zonas claras) y perlita (zonas oscuras) las cuales son perfectamente normales. Sin embargo, la microestructura en las zonas deformadas muestra una transformación de la perlita provocada básicamente por el sobrecalentamiento de la tubería. Por otra parte la composición química de los depósitos internos en ambos tubos indico que hay cantidades muy apreciables de Ca, Mg, Na, Si, P y Cu principalmente. Las Tablas II y III muestran que en el análisis vía microsonda no se detecto presencia de Cu y existen variaciones en los contenidos de Mg y Na respecto a los resultados encontrados con absorción atómi361

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ca (Tabla IV). Lo anterior se debe a que el análisis por microsonda es esencialmente de carácter puntual o abarca una sección muy pequeña de la muestra respectiva. Mediante absorción atómica, se manejan mayores volúmenes de muestra (bulk) lo cual explica las variaciones encontradas, siendo entonces ambas técnicas complementarias. Los valores de pH indican una tendencia alcalina del medio acuoso. Los aspectos arriba mencionados muestran, en primera instancia, que existe una marcada deficiencia en el sistema de control químico del agua de caldera, así como muy posibles fallas en el sistema de agua de enfriamiento (condensador). Como consecuencia de los aspectos anteriores, se da la depositacion, fig 2, de los elementos detectados en la superficie interna de los tubos en zonas de alto flujo térmico (como son las paredes de agua). Esta situación es muy nociva ya que la formación de depósitos actúa como aislante térmico, reduciendo la transferencia de calor del lado gases hacia el lado agua, provocando sobrecalentamientos en los tubos. Adicionalmente, la figura 5 muestra una fotomicrografía del espesor de la capa de oxido interno de magnetita (Fe3O4) en el interior de los tubos, de un espesor considerablemente grande, aprox. 415 µm y el cual también actúa como aislante térmico[9, 10]. LADO GASES DE COMBUSTION

Figura. 3. Huella en sección transversal para el tubo 1. Note la deformación plástica del tubo hacia el lado gases de combustión, las áreas en cada sección, así como las microestructuras encontradas.

LADO GASES DE COMBUSTION

Figura. 4. Huella en sección transversal para el tubo 2. Note la deformación plástica del tubo hacia el lado gases de combustión, las áreas en cada sección, así como las microestructuras encontradas.

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Figura. 5. Vista de la capa de oxido interno (magnetita) formada por el lado agua. El espesor del oxido es de 415 µm.

Hasta cierto punto, esta situación es indicativa que la caldera no ha tenido un lavado químico interno por un tiempo bastante largo (7). Esto es importante porque es conocido que la conductividad térmica del la magnetita es muy baja comparada con el material base, es decir la capa de oxido actúa como aislante siendo mayor este efecto a medida que el espesor de oxido es mas grueso. Los puntos anteriores, aunado con la presión de operación interna, producen que los tubos comiencen a deformarse lentamente. A juzgar por los puntos anteriores, la deformación observada se debe a un sobrecalentamiento de larga duración. 4. Conclusiones i) El deterioro (deformación) de los tubos de pared de agua es causado por sobrecalentamiento de largo tiempo del material de los tubos. Este sobrecalentamiento es debido a la gran cantidad de depósitos internos incrustados en la superficie interior de los tubos en zonas de alto flujo térmico, aunado a una capa de oxido interno (magnetita) demasiado gruesa. Lo anterior es indicativo que no se tiene un adecuado control de tratamiento de agua de caldera, aunado a muy posibles problemas de fallas en el condensador. ii)

No se detectó corrosión interna y/o externa apreciable en los tubos.

iii)

Para aliviar o minimizar el deterioro de la fluxería de pared de agua pueden considerarse las siguientes acciones: ●

Revisar y tomar acciones de mejora del sistema de tratamiento de agua de caldera y el control químico de la misma, así como prevención de fugas en el condensador.

●

Asegurar que no hay problemas de desbalance de flamas en el hogar de la caldera debido a condiciones inadecuadas del sistema de combustión.

●

Realizar lavados químicos de la tubería de la caldera en periodos programados sujetos a inspección previa, con la finalidad de eliminar depósitos incrustados y capas de oxido interno (magnetita demasiado gruesa).

●

De acuerdo a inspecciones realizadas, sustituir cualquier tubo deformado.

5. Referencias [1] Dooley, B., Power Engineering. 1992, 41. [2] Revere, A., Proc. Am. Power Conf, 1991, 53-II, 1393. [3] Gailey, R.H. Power Engineering. 1985, 48. [4] Kawamura, T, Harada, Y., Mitsubhishi Technical Bulletin, 139, 2-3, 1980. [5] Jonas, O., Materials. Performance, 2003, 42, 32. 363

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[6] Dean, S. W. Chemical Eng. Progr 1989, 36. [7] O. Jonas, Manual of Chemical Clearing of Fossil-Fueled Steam Generators, EPRI CS 3289 [8] W. T. Baker, E.C. Lewis, A. R. Plumley, EPRI Conf on Boiler Tube Failures in Fossil Plants, Atlanta, GA., 1987. [9] C. W. Arcari, D. N. French, ASME Paper 82-JPCG-Pwr-48, p 1-18. [10] M. L. Palmer, Power Engineering, Jan. 1980, p. 50-51, .

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