Análisis del Deterioro de Tubos de Pared de Agua en una Caldera a Base de Combustible Fosil
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Congreso Iberoamericano de Metalurgia y Materiales, Habana, Cuba, Octubre 8 de 2006
ANALISIS DEL DETERIORO DE TUBOS DE PARED DE AGUA EN UNA CALDERA A BASE DE COMBUS-TIBLE FOSIL
José G. Chacón-Nava (1), Víctor Orozco-Carmona(1)Adán Borunda –Terrazas(1), Carlos Barrios-Durztewitz(1), Facundo Almeraya-Calderón (1) y Alberto Martínez-Villafañe (1)
(1) Centro de Investigación en Materiales Avanzados Miguel de Cervantes 120, Complejo Ind. Chihuahua, C.P. 31109,
Chihuahua, Chih. México e-mail: jose.chacon@cimav.edu.mx
(Recibido 8 de Oct.2006)
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RESUMEN
La problemática de falla de tubería en paredes de agua en calderas de potencia continúa siendo un factor importante de in-disponibilidad, ocasionando decrementos de carga y, en el caso mas critico, una falla que produzca un paro forzado de la unidad. El presente estudio reporta un caso particular sobre el deterioro por deformación plástica de tubería ocasionada por un proceso de sobrecalentamiento de largo tiempo. El adelgazamiento del espesor de pared observado no fue asociado con corrosión por el lado del fuego o corrosión interna, sino con deformación plástica ocasionado por sobrecalentamiento del material. El análisis dimensional y microestructural realizados confirmaron la causa de deterioro. Se discuten estos puntos y se mencionan algunas recomendaciones para evitar el problema observado.
Palabras claves: Calderas, Tubería, Deterioro, Análisis Microestructural
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1. Introducción
La falla de tuberías en generadores de vapor a base de combustibles fósiles a sido un problema concurrente a lo largo de varas décadas, independientemente de su capacidad de generación de vapor. En consecuencia, calderas de pequeña, mediana y gran capacidad pueden ser afectadas. Diversos tipos y mecanismos de falla han sido mencionados en la literatura [1-4] así como varios métodos para mitigar este problema de deterioro, tales como adición de aditivos en el combustoleo, selección de materiales, diversos sistemas de recubrimientos y lavados químicos de las superficies internas de la fluxería [5-8]. De la información recabada para el presente estudio, la caldera es de tipo industrial con una capacidad de 100,000 lbs de produc-ción de vapor, 4350C de temperatura de vapor principal a una presión de 50 kg/cm2, con quemadores frontales empleando combustible de tipo pesado con alto contenido de asfáltenos. El componente afectado ha sido la fluxería en paredes de agua, en las cuales se presentaron diversas fallas que ocasionaron paros forzados de la unidad de generación. El presente estudio reporta la posible causa del deterioro observado, así como posibles alternativas de solución.
2. Análisis efectuados
2A) Análisis visual. Se recibieron dos tubos de aproximadamente 60 cm de longitud, divididos en dos carretes cada uno. Un aspecto general de estos se tiene en la Fig 1, donde se observa el tubo 1 (parte T1-A y T1-B) y el tubo 2 (parte A y T2-B). La inspección revelo que ambos tubos presentaban deformación plástica en la cara que ve hacia el lado del fuego (gases de combustión). La sección transversal complementaria que ve hacia la cámara muerta no presento ninguna deformación apreciable. En la superficie interna ambos tubos se observo un gran encostramiento y ensuciamiento por depósitos internos, fig 2. La cara viendo hacia el lado del fuego presento un encostramiento externo de productos de corrosión que pudiese considerarse normal para este tipo de situaciones.
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2B) Análisis del material del tubo. Este se realizo en un espectrofotómetro de absorción atómica Perkin-Elmer y un analiza-dor elemental C-S Leco. Los resultados se presentan en la Tabla I.
Tabla I. Composición química de los tubos (% peso)
C S Si Mn P Fe
Tubo 1 0.09 0.024 0.18 0.43 0.025 Bal
Tubo 2 0.10 0.022 0.20 0.41 0.022 Bal
2C) Análisis químico de depósitos internos. Este análisis se efectuó vía absorción atómica y también en un microscopio de barrido de electrones acoplado a un sistema EDX para microanálisis químico. Las Tablas II y III muestra los resultados obtenidos para los depósitos internos en ambos tubos.
Tabla II. Análisis EDX de los depósitos internos del tubo 1. Standarless EDS Analysis
(ZAF Corrections Via Magic V) Element and
Line Weight Percent Atomic Percent
Precission 2 Sig-ma K-ratio MG KA 0.32 0.57 28.84 0.0013 SI KA 3.82 5.52 22.28 0.0267 P KA 13.70 17.85 30.19 0.1052 CA KA 59.34 59.40 35.42 0.6404 FE KA 22.82 16.65 36.89 0.2264 TOTAL 100
Tabla III. Análisis EDX de los depósitos internos del tubo 2. Standarless EDS Analysis
(ZAF Corrections Via Magic V) Element and
Line Weight Percent Atomic Percent Precission 2 Sig-ma K-ratio
NA KA 3.59 6.18 85.38 0.0088 SI KA 5.70 8.04 27.38 0.0404 P KA 17.66 22.56 38.85 0.1359 CA KA 41.09 40.58 32.88 0.4669 FE KA 31.95 22.64 44.74 0.3481 TOTAL 100
Tabla IV. Análisis de los depósitos internos por absorción atómica, y valor de pH de los mismos para los tubos tubos 1 y 2,
Ca Mg Na SiO2 Cu PO4+++ pH
Tubo 1 17.4 2.1 3.5 8.6 4.8 33.5 10.2
Tubo 2 16.2 2.3 3.8 7.2 5.8 30.2 9.9
2D) Análisis microestructural. Para este análisis se empleo un metaloscopio óptico Versamet-Union. La microestructura de las muestras fue revelada utilizando nital al 2% como reactivo de ataque.
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Figura 1. Aspecto general de los tubos recibidos
Figura. 2. Acercamiento al interior de los tubos, donde pude notarse una considerable incrustación de depósitos, principal-mente hacia el lado de gases de combustión.
3. Resultados y Discusión
La composición química de los tubos en la Tabla I, indico que estos muy posiblemente corresponden con la especificación SA 178A o un SA-192, los cuales son comúnmente empleados como materiales de pared de agua en generadores de vapor. Como se observa de las figuras 1 y 2, los tubos presentaron una cierta deformación plástica en la cara orientada hacia los gases de combustión. Con el fin de determinar si el adelgazamiento presentado por esta cara o sección fue producido por corrosión interna y/o externa se procedió a medir el área de las dos medias secciones transversales de la sección A2 con respecto a la del lado cámara muerta (A1) mediante un planímetro digital. Los resultados indicaron lo siguiente:
Área sección A1 Área sección A2 Tubo 1 4.3 cm2 4.0 cm2
Tubo 2 4.2 cm2 4.1 cm2
De lo anterior, podemos afirmar que al ser prácticamente iguales las áreas registradas tanto en las secciones que ven hacia el lado cámara muerta como lado gases, no hay fenómeno de corrosión importante que consumiera material en los tubos. También, las figuras 3 y 4 muestran las huellas de secciones transversales en ambos tubos para ambos tubos, y las microes-tructuras correspondientes tanto en la sección transversal normal (lado cámara muerta o cajas de aire) como en la sección deformada (lado gases de combustión). La microestructura en las zonas sanas en ambos tubos, esta compuesta de ferrita (zonas claras) y perlita (zonas oscuras) las cuales son perfectamente normales. Sin embargo, la microestructura en las zonas deformadas muestra una transformación de la perlita provocada básicamente por el sobrecalentamiento de la tubería.
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Por otra parte la composición química de los depósitos internos en ambos tubos indico que hay cantidades muy apreciables de Ca, Mg, Na, Si, P y Cu principalmente. Las Tablas II y III muestran que en el análisis vía microsonda no se detecto pre-sencia de Cu y existen variaciones en los contenidos de Mg y Na respecto a los resultados encontrados con absorción
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ca (Tabla IV). Lo anterior se debe a que el análisis por microsonda es esencialmente de carácter puntual o abarca una sec-ción muy pequeña de la muestra respectiva. Mediante absorsec-ción atómica, se manejan mayores volúmenes de muestra (bulk) lo cual explica las variaciones encontradas, siendo entonces ambas técnicas complementarias. Los valores de pH indican una tendencia alcalina del medio acuoso.
Los aspectos arriba mencionados muestran, en primera instancia, que existe una marcada deficiencia en el sistema de
con-LADO GASES DE COMBUSTION
igura tubo 1. Note la deformación plástica del tubo hacia el lado gases de combustión, las áreas
LADO GASES DE COMBUSTION
igura ara el tubo 2. Note la deformación plástica del tubo hacia el lado g combustión, las áreas trol químico del agua de caldera, así como muy posibles fallas en el sistema de agua de enfriamiento (condensador). Como consecuencia de los aspectos anteriores, se da la depositacion, fig 2, de los elementos detectados en la superficie interna de los tubos en zonas de alto flujo térmico (como son las paredes de agua). Esta situación es muy nociva ya que la formación de depósitos actúa como aislante térmico, reduciendo la transferencia de calor del lado gases hacia el lado agua, provocando sobrecalentamientos en los tubos. Adicionalmente, la figura 5 muestra una fotomicrografía del espesor de la capa de oxido interno de magnetita (Fe3O4) en el interior de los tubos, de un espesor considerablemente grande, aprox. 415 µm y el cual
también actúa como aislante térmico[9, 10].
F . 3. Huella en sección transversal para el
en cada sección, así como las microestructuras encontradas.
F . 4. Huella en sección transversal p ases de
en cada sección, así como las microestructuras encontradas.
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capa de oxido interno (magnetita) formada por el lado agua. El espesor del ox
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Figura. 5. Vista de la ido es de 415 µm.
tiempo bastante rgo (7). Esto es importante porque es conocido que la conductividad térmica del la magnetita es muy baja comparada con
ones
El deterioro (deformación) de los tubos de pared de agua es causado por sobrecalentamiento de largo tiempo del de los tubos. Este sobrecalentamiento es debido a la gran cantidad de depósitos internos incrustados en la
ii) os.
den considerarse las siguientes acciones:
la misma, así como prevención de fugas en el condensador.
● el hogar de la caldera debido a condiciones
inadecuadas del sistema de combustión.
● e la caldera en periodos programados sujetos a inspección previa, con la finalidad de eliminar depósitos incrustados y capas de oxido interno (magnetita demasiado gruesa). ●
5. Refe
] Dooley, B., Power Engineering. 1992, 41.
oc. Am. Power Conf, 1991, 53-II, 1393.
tin, 139, 2-3, 1980. , 32.
Hasta cierto punto, esta situación es indicativa que la caldera no ha tenido un lavado químico interno por un la
el material base, es decir la capa de oxido actúa como aislante siendo mayor este efecto a medida que el espesor de oxido es mas grueso. Los puntos anteriores, aunado con la presión de operación interna, producen que los tubos comiencen a defor-marse lentamente. A juzgar por los puntos anteriores, la deformación observada se debe a un sobrecalentamiento de larga duración.
4. Conclusi i)
material
superficie interior de los tubos en zonas de alto flujo térmico, aunado a una capa de oxido interno (magnetita) de-masiado gruesa. Lo anterior es indicativo que no se tiene un adecuado control de tratamiento de agua de caldera, aunado a muy posibles problemas de fallas en el condensador.
No se detectó corrosión interna y/o externa apreciable en los tub iii) Para aliviar o minimizar el deterioro de la fluxería de pared de agua pue
● Revisar y tomar acciones de mejora del sistema de tratamiento de agua de caldera y el control químico de
Asegurar que no hay problemas de desbalance de flamas en
Realizar lavados químicos de la tubería d
De acuerdo a inspecciones realizadas, sustituir cualquier tubo deformado. rencias
[1
[2] Revere, A., Pr
[3] Gailey, R.H. Power Engineering. 1985, 48.
[4] Kawamura, T, Harada, Y., Mitsubhishi Technical Bulle [5] Jonas, O., Materials. Performance, 2003, 42
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364 [6] Dean, S. W. Chemical Eng. Progr 1989, 36.
[7] O. Jonas, Manual of Chemical Clearing of Fossil-Fueled Steam Generators, EPRI CS 3289
I Conf on Boiler Tube Failures in Fossil Plants, Atlanta, GA., 1987. [8] W. T. Baker, E.C. Lewis, A. R. Plumley, EPR
[9] C. W. Arcari, D. N. French, ASME Paper 82-JPCG-Pwr-48, p 1-18. [10] M. L. Palmer, Power Engineering, Jan. 1980, p. 50-51,
