influencia de la calidad del agua en plantas de...

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

Guillermo González Martín Página 1

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



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



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

El Secretario del Tribunal



A todos aquellos de los que alguna vez aprendí algo.



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



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.



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



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



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



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



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



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



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



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 agua-

vapor ………………………………………………………………………………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



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

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Vapor_(estado)

http://es.wikipedia.org/wiki/Cantidad_de_movimiento

http://es.wikipedia.org/wiki/Cantidad_de_movimiento

http://es.wikipedia.org/wiki/Rodete

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%81labe

http://es.wikipedia.org/wiki/Ciclo_termodin%C3%A1mico

http://es.wikipedia.org/wiki/Estados_de_la_materia

http://es.wikipedia.org/wiki/Ciclo_Rankine

http://es.wikipedia.org/wiki/Caldera_(artefacto)

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_mec%C3%A1nica

http://es.wikipedia.org/wiki/Generador_el%C3%A9ctrico

http://es.wikipedia.org/wiki/Electricidad

http://es.wikipedia.org/wiki/Charles_Algernon_Parsons

http://es.wikipedia.org/wiki/Dinamo_(generador_el%C3%A9ctrico)



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



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



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



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



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



-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(P<160bar); Forzada por bomba(P>160

bar)

-Calderas sin calderín “once-through boilers”

Pueden ser subcríticas o supercríticas(P>221,2 bar)



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



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



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.



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.



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.



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)

PWR Steam Generators 150 - 200 26 - 52

BWR Piping 70 52

Fossil Boiler Water Walls 5 - 12 20 - 32

Fixing Boiler Tube Leak 0.1 - 0.5 2 days

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



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.



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.



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.



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.



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.



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



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.



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).



-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



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).



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:



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



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.



• 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:



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 ( ) - ( ). El ácido carbónico causará la corrosión en las

tuberías de vapor y de retorno.

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.



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.



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.



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.



-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:



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



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.



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.



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.



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.



- 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.



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.



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.



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

recalentador.

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

ppm.

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.



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.



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.



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



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.



- 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



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.



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.



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.



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.



• 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.



2.3.3.2. Erosión


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.


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.



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.



- 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.



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.



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 erosión-

corrosión 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


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.



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.



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.



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.



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.



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.



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


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:



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.



-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:



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).



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



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.



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



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



-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.



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.



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



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



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 90-

95% 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 → + + (g)



+ →2NaOH+ (g)

(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



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



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.



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.



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.



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).



• 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.



Figura 50: Puntos de medida para él monitoreo en un reactor PWR

Los parámetros mínimos aceptables de turbinas que deben ser controlados:



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:



- 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).



• 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



• 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.



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.



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



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 agua-

vapor

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.



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:


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.


• 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.



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 (3) (Kagua constante de disociación del agua)

Z=X+Y (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*10

6 *X = 3,35*10

4 *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:

2 4

2

b b acY

a

(9)

A 25ºC, α agua disociada=5,5*105 (μS/cm)/(mol/l), α HCl =4,3*10

5(μS/cm)/(mol/l) y Kagua =

10-14



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:


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.


- 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.



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.



- 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.



- 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.



• 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



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.



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.



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.



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.



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



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:



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



- 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:



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.



- 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.



• 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 <8,0, o al nivel de acción 3 durante cuatro

horas.

Los valores objetivo (límites máximos) para los parámetros de control y de solución de

problemas en los puntos críticos de la muestra reflejan los límites de la química del

ciclo óptimo.

Aparte de los niveles de acción, hay una normativa que deben de cumplir todas las

turbinas. A continuación se muestra la normativa europea:

Las frecuencias y las tareas están definidas por los fabricantes de turbinas, consultores,

organizaciones de la industria tales como VGB, personal de la planta, los requisitos de

los procesos de la planta, o las aseguradoras basadas en experiencias pasadas.

Lo mínimo en la práctica recomendada:



Tabla 31: Mantenimiento anual de las turbinas de vapor europeas

La duración de una revisión menor sería típicamente alrededor de 2-4 semanas y

comprendería el siguiente alcance de trabajo:

• Apertura de carcasas para turbinas, sólo si es necesario.

• Inspección visual de los álabes de los últimos escalonamientos de la LP.

• El examen endoscópico de las partes accesibles de la turbina y el generador.

• Inspección de los cojinetes.

• Comprobación de la concentricidad de acoplamiento.

• Revisión y recalibración de los dispositivos de seguridad para la turbina y el

generador.

• Verificación y reajuste/recalibración del sistema de control de la turbina.

• Comprobación de lubricante y aceite de control de bombas y sistemas.



• Inspección de las válvulas de vapor.

• Examen de los sistemas de condensación y de agua de alimentación.

• La inspección visual de los bobinados del estator finales, sus barras de distribución y

terminales, si esto es posible sin un amplio trabajo de desmontaje. El rotor del

generador no se desmonta.

• Comprobación de los equipos de excitación (excitador, engranaje de la brocha y de

anillos colectores de la brocha).

• Controles adicionales de acuerdo a las particularidades de la unidad y observaciones

operativas individuales.

La duración de una puesta a punto importante sería típicamente alrededor de 4-8

semanas y comprendería el siguiente alcance de trabajo:

• Todos los controles y exámenes realizados durante una revisión menor.

• Apertura de la carcasa de la turbina (o todas las tripas si constan de varios cilindros).

• El examen de los álabes.

• Examen completo de los acoplamientos, incluyendo prueba de excentricidad axial.

• Desmontaje y examen del rotor del generador.

• Inspecciones de todo el devanado del estator (extremo enrollado de apoyo,

acuñamiento de las ranuras, anillamiento, barras colectoras, terminales).

• El examen de todo el núcleo del estator para evaluar la fuerza y el daño.

• Desmontaje e inspección de los equipos de excitación (excitador, engranaje de la

brocha y de anillos colectores de la brocha).

• Controles adicionales de acuerdo a las particularidades de la unidad y observaciones

operativas individuales.



Tabla 32: Mantenimiento de varios años de las turbinas de vapor europeas

3.5. Estado Actual del Monitoreo y Control

En la actualidad, para el monitoreo y análisis de la calidad del agua se utilizan metodos

en los que intervienen instrumentos muy avanzados.

Para adquirir el equipo de control se debe hacer una fuerte inversión de capital, aunque

posteriormente los gastos de operación y mantenimiento sean mucho menores siempre

que los costes de analizar muestras aleatorias repetidas dentro de un laboratorio de

control.

La facilidad con que se comprueban, con una instrumentación automática, los

estándares conocidos permiten reestandarizaciones más frecuentes, incremenetando con

ello la seguridad de los resultados analíticos. Dado que se someten a un ciclo de

verificación interna, durante el cual se comparan estándares y se recalibran en forma

automática los datos que estos equipos producen están libres de desviaciones causadas

por errores humanos y apreciaciones subjetivas.

Puesto que los resultados se están registrando automáticamente, continuamente se

dispone de ellos para inspeccionarlos y determinar las causas de las variaciones

observadas, y puede considerarse que están libres de errores.



Algunos de los parámetros que en la actualidad se están monitoreando mediante

sistemas automatizados incluyen la medición de sílice(en agua de calderas, el vapor y

las fuentes de remplazo); dureza, pH, conductividad y sílice en los efluentes

demineralizados o en la salida de los evaporadores; fosfato y cinc en agua de

enfriamiento recirculada; sólidos disueltos o conductividad en agua de caldera y agua de

enfriamiento; trazas de metales en la fuente de remplazo de calderas; oxígeno disuelto

en el efluente de desaereadores y en el agua de alimentación; residuo de hidracina en el

agua de caldera; amoníaco en condensados; velocidades de corrosión y muchas otras

propiedades.

El equipo de monitoreo debe efectuar todas las funciones necesarias, incluyendo la

medición continua de muestras y reactivos; el mezclado, purificación(por diálisis,

filtración, etc); el calentamiento, digestión o reacción; la medición y la continua

presentación de reportes o registro de los resultados, además de ajustar o controlar los

procesos cuando sea necesario.



4. Conclusiones y Recomendaciones

Los principales problemas encontrados son la falta de vigilancia y las acciones del

operador/químico legalmente autorizados que pueden prevenir grandes trastornos, la

falta de comunicación entre la dirección, los químicos, los operadores, y el

mantenimiento, la corrosión en las calderas, turbinas, calentadores de agua,

condensadores, desgasificador, y la tuberías, las escamas y la acumulación de depósitos,

la reducción de la eficiencia y la generación de capacidades, los arranques largos, falta

de protección de la capa (layup protection), muestreo e instrumentación inadecuados,

falta de capacitación de los operadores y los químicos, insuficientes o ningún análisis de

causa de la raíz del problema, la mala distribución y el rendimiento del pulidor de

condensados, el uso de productos químicos dañinos, y el alto costo de los productos

químicos de tratamiento de agua.

4.1. Tratamiento de las aguas

- Control químico del circuito de agua y de vapor:

Los objetivos del control químico del agua de alimentación del generador de vapor

dependen del tipo de planta de producción de potencia y del sistema de tratamiento del

agua, debiendo ser más rigurosos en generadores de vapor de paso único (“once

through units”) que en generadores con calderín.

En condiciones de funcionamiento normal , la conductividad catiónica del condensado

después del intercambio catiónico, debe ser controlada a menos de 0,2 µS/cm. La

concentración de oxígeno en el vapor debe controlarse a menos de 5 ppb, excepto en el

caso de tratamiento de oxígeno, que debe ser entonces controlada a menos de 50 ppb.

Las concentraciones de cloruros y sulfatos deberán controlarse a menos de 3 pbb.

- Cloruros:

El contenido en cloruros en las películas líquidas ha sido estimado en un orden de

magnitud de 100 veces mayor que el contenido en el vapor , suponiendo que la

película de líquido comienza a formarse cuando el nivel de humedad en éste es del 1%.

Por tanto, una concentración de cloruro de 300 ppb (lo que supone 3 ppb en el vapor)

en la película líquida, representa el límite superior para el funcionamiento en

condiciones normales, cuando el contenido de cloro en el vapor es controlado para q sea

menor que 3 ppb, una concentración de cloruros 150 ppb en la película líquida

representa el límite superior si el contenido de cloruros en el vapor no es monitorizado y

controlado muy estrechamente. Las concentraciones de cloruro en los condensados



tempranos son del orden de 10 a 50 veces mayores que en el vapor de entrada. Sin

embargo, la concentración de cloruro en la película líquida es más variable, de 50 a

1000 veces mayor que en el vapor de entrada.

Se ha sugerido que la evaporación es la causa posible de este mayor contenido en la

película líquida que en los condensados tempranos. Una mayor concentración de

cloruros se han medido en los depósitos sobre las superficies metálicas de la turbina

- Otras especies:

De manera similar, el predecible límite superior de la concentración de sulfato en la

película líquida es de 300 ppb en condiciones normales de operación, si el contenido de

sulfato en el vapor se controla en menos de 3 ppb.

El máximo contenido de sulfato en la película líquida debe establecerse en 2 ppb si el

contenido de sulfato en el vapor no es controlado muy estrictamente. La concentración

de especies orgánicas (TOC, compuestos orgánicos totales) pueden ser tan alta como

100 ppb.

- Oxígeno:

Debido al particionamiento del oxígeno entre la fases de vapor y de líquido, la

concentración de oxígeno en la película líquida y en los primeros condensados debería

ser siempre menor de 1 ppb, en condiciones de operación normal.

Los cálculos basados en proceso de difusión estacionario, muestran que el oxígeno

disuelto en el agua de condensación durante las paradas, será eliminado rápidamente

durante el arranque, suponiendo que el vapor se encuentra libre de oxígeno. Así, se

tardarán unos 8 segundos en que la concentración de oxígeno sobre las partes metálicas

se reduzca hasta el 0,1% de su valor inicial , si el espesor de la capa de condensación es

de 100µm.

Sin embargo, debe resaltarse que el aire fugado al interior de la turbina durante la

parada puede necesitar un período de tiempo más largo para ser eliminado

completamente. Las medidas electroquímicas han revelado que la actividad de corrosión

en los álabes de las turbinas de vapor permanecen durante varias horas dependiendo

del tipo de arranque

- Dióxido de Carbono:

En carga, la concentración de dióxido de carbono en la película de líquido es de

aproximadamente 1 ppb cuando el vapor de entrada contiene 1,5 ppm de . Tal bajo

nivel de en el condensado no tendría ningún efecto significativo en el pH y en la

conductividad de la película del líquido.

El efecto de en condiciones transitorias (por ejemplo, fuera de la carga y puesta en

marcha) puede tener un efecto significativo en el pH y en la conductividad de los

condensados y por lo tanto, se puede producir EAC en los aceros de la turbina.



4.2. Problemas Mecánicos y Químicos

Las turbinas de vapor pueden funcionar con una alta fiabilidad y bajas tasas de fracaso

debido a la corrosión, erosión y depósitos. Se puede lograr con los materiales actuales,

un buen control de la química de vapor, y un diseño y fabricación que consideran estos

tres grandes problemas.

Combinando la experiencia en todo el mundo (bueno y malo) con el conocimiento

mejorado de la corrosión y resistencia de los materiales y de la acción del medio

ambiente que el diseñador de la turbina debe ser capaz de optimizar el diseño de los

componentes o para calcular sus requerimientos de vida y de inspección.

Los diseñadores de sistemas y operadores deben dar más peso a la buena química de

vapor. El problema más costoso es un alto nivel de fallos aleatorios inesperados que

provocan paradas forzosas.

Consideraciones medioambientales deben incluir concentración de impurezas por

deposición a partir de vapor de agua sobrecalentado, la evaporación de la humedad, la

concentración en las grietas recalentadas y en óxidos y los parámetros que afectan a la

erosión-corrosión tales como el pH, la velocidad y la turbulencia de la humedad.

Consideraciones de la capa protectora (layup) y los efectos de los solventes y

lubricantes y fluidos NDT también deben ser reconocidos. Consideraciones sobre las

tensiones deberán incluir los efectos de la historia de carga.

Es, por lo tanto, necesario combinar un diseño depurado con la mejor protección contra

la corrosión (química del agua y layup), erosión y depósitos posible.

A continuación, algunas recomendaciones para alcanzar una mayor eficiencia

energética:

- Emplear aleaciones más resistentes, o valorar el empleo de tratamientos térmicos para

mejorar dicha resistencia de los materiales

- Trastornos transitorios en la química del vapor asociados con transitorios del sistema

son la causa más frecuente de la acumulación de impurezas corrosivas y una

monitorización eficiente, debería ser capaz de preveer estos fallos.

- Realizar un diseño adecuado de los materiales a emplear, para que así puedan soportar

las tensiones a los que están sometidos, evitar cualquier tipo de corrosión, evitar que se

produzcan sobrecalentamientos y el fallo de los tubos consecuente, etc.

- El picado aparece más fácilmente en soluciones que contienen oxígeno, por tanto

como se ha indicado anteriormente, disminuir la cantidad de oxígeno hasta los límites

permitidos



4.3. Monitorización y Mantenimiento

Se han conseguido sacar varias conclusiones y recomendaciones sobre el mantenimiento

y revisión, y monitorización de las plantas de potencia de vapor:

1. Si bien existen diferencias sustanciales en el diseño, complejidad, aplicación,

condiciones de vapor, y el tamaño de las turbinas de vapor, que todos son

fundamentalmente los mismos. Ellos realizan la misma función, utilizan componentes

principales similares y sistemas de apoyo, y están sometidos a los mismos mecanismos

de fallo. En consecuencia, se espera que los esfuerzos de mantenimiento y revisión

esperadas de los componentes principales para lograr altos niveles de fiabilidad y

disponibilidad a ser similares, a pesar de los esfuerzos no deben adaptarse al tipo

específico de unidad y aplicación.

2. Para apoyar el funcionamiento fiable de la turbina, es necesario que haya una

infraestructura eficaz en el lugar de monitoreo de las condiciones de funcionamiento,

calidad del agua/vapor, y de salud de la turbina de vapor, para tener y usar

procedimientos de operación/mantenimiento escritas, para la utilización de un sistema

de gestión de mantenimiento para programar/guía de mantenimiento, y para llevar a

cabo la capacitación del personal en forma permanente. La falta de una infraestructura

eficaz puede conducir a niveles más bajos de confiabilidad y disponibilidad.

3. Ha habido numerosas causas de los fallos de la turbina de vapor en todo el mundo.

Típicamente, los eventos de más alta frecuencia han sido la pérdida por incidentes con

los aceites lubricantes, los eventos de mayor gravedad han sido eventos de exceso de

velocidad, y la mayor frecuencia y gravedad de los acontecimientos han sido fallos de

los álabes, en particular en la sección de LP de la turbina donde experimentaron un

número de fallo de mecanismos (SCC, la erosión, la FOD), que en última instancia

condujo al fracaso. Como tal, la turbina de vapor los esfuerzos de mantenimiento y

revisión deben ser dirigidas hacia el diagnóstico y la mitigación de este tipo de eventos.

4. Con respecto a las prácticas de mantenimiento en América del Norte y Europa, no

hay reglamentación para las prácticas de mantenimiento o los intervalos especificados

para las turbinas de vapor no nucleares, independientemente de la industria o de la

aplicación. Como tales, las frecuencias y las tareas están definidas por los fabricantes de

turbinas, consultores, organizaciones de la industria (EPRI, VGB), personal de la planta,

los requisitos de proceso de la planta, o las aseguradoras basadas en experiencias

pasadas. En Japón, sin embargo, hay requisitos reglamentarios para el mantenimiento

periódico. Sin embargo, independientemente de la zona del mundo, los requisitos de

mantenimiento programados recomendados para turbinas de vapor son bastante

similares.

5. Hay un número de diferentes enfoques que se utilizan hoy en día para establecer los

intervalos de tiempo más largos entre los principales cortes de reacondicionamiento



general. Independientemente del enfoque, es importante que las metodologías

establezcan efectivamente los intervalos de reparación basados en las porciones de

mayor riesgo de la turbina de vapor.

6. Las tecnologías que se incorporarán en las nuevas turbinas de vapor son más

sofisticadas, requieren trabajar a presiones y temperaturas más altas, y en general tienen

holguras pequeñas para mejorar la eficiencia. Mientras que las tecnologías no han

causado grandes pérdidas, las exposiciones a riesgos inherentes van en aumento y es

necesario que haya una vigilancia continua con respecto a la supervisión de la fiabilidad

y la disponibilidad de estas nuevas unidades y ajustar sus intervalos de mantenimiento

en consecuencia.

4.4. Económicas

En un estudio, en el que se valoraban las pérdidas económicas por deficiencias

energéticas, tales como corrosión, uso de aditivos químicos incorrectos, el mal uso o

ausencia de dispositivos de monitorización, etc, se llegó a que los ahorros potenciales

identificados de costes incluyendo productos químicos de tratamiento del agua (tanto el

tipo de productos químicos y cantidad), la eliminación de la sustitución de equipamiento

o la ampliación de los plazos para la sustitución (en su mayoría en unidades

industriales), la extensión del intervalo de limpieza química de la caldera, la extensión

de la inspección e intervalos de reparaciones (Desaireantes, calderas, turbinas), y

arranques cortos, eran de 50,000 dólares, comparados a varios millones de dólares

anuales perdidos.

El coste por las pérdidas de producción debido a los problemas de corrosión, erosión y

depósitos es diez veces más caro que el coste de reparación.



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