La corrosión en el circuito de agua-vapor de las centrales eléctricas reduce la vida útil de la mayoría de los componentes metálicos y puede dar lugar a situaciones potencialmente peligrosas. La corrosión acelerada por flujo (FAC) conduce a tuberías delgadas y concentraciones elevadas de hierro en el circuito. Además, los problemas de transporte de metales, como el cobre de los «intercambiadores de calor de cobre», pueden provocar la deposición en los álabes de la turbina de alta presión. Los métodos actuales pueden monitorear estos problemas pero no pueden prevenirlos ya que los tiempos de análisis son extremadamente largos (hasta tres semanas).

Esta nota de aplicación de proceso detalla el análisis de ultratrazas en línea de hierro y cobre en centrales eléctricas. Este método ofrece resultados en 20 minutos, lo que significa tiempos de respuesta más rápidos para lecturas fuera de especificación. En combinación con el Sistema de control distribuido (DCS) de la planta de energía, el monitoreo en línea de estos analitos mediante un analizador de procesos garantiza que la corrosión se pueda controlar antes de que afecte la eficiencia de la planta de energía, lo que en última instancia reduce el tiempo de inactividad y los costos de mantenimiento.

La corrosión es la causa principal de las críticas y costosas interrupciones que se producen en la actividad de las centrales eléctricas. Los circuitos de agua-vapor en centrales nucleares y térmicas son propensos a la corrosión, ya que se tratan de componentes metálicos que están en contacto constante con el agua. La corrosión reduce la vida útil de las tuberías de acero al carbono y los intercambiadores de calor de cobre (Cu), entre otros problemas. A altas temperaturas, el vapor reacciona con el hierro (Fe) del acero al carbono de las calderas de vapor y forma una fina capa de magnetita (Fe₃O₄) o hematites (Fe₂O₃)—la forma depende de los niveles de oxígeno presentes—que pasiva y protege la superficie contra una mayor corrosión (reacción de Schikorr). Bajo flujo turbulento condiciones, puede ocurrir corrosión acelerada por flujo (FAC) en la que la capa inhibidora de magnetita (o hematita) se desprende, lo que lleva a concentraciones elevadas de Fe en el circuito de agua-vapor (Figura 1).

El metal subyacente se corroe para volver a crear el óxido y, por lo tanto, continúa la pérdida de Fe, lo que podría provocar una falla catastrófica en la tubería. En las centrales eléctricas que utilizan tubos intercambiadores de calor de aleación de Cu en el sistema de condensado, la corrosión y el transporte del Cu también son un problema, lo que lleva a la deposición de Cu en los álabes de las turbinas de alta presión y a la pérdida de rendimiento. La corrosión y el transporte de metales aumentan con la potencia de salida por encima de un cierto umbral y, por lo tanto, también lo hace la deposición en las turbinas. Considerando hasta un 10 % de pérdida de eficiencia de los álabes de la turbina, la potencia de salida seguirá siendo la misma, pero se debe consumir un 10 % más de energía y, a medida que aumenta el caudal, también aumenta la corrosión.

Determinar la potencia de salida óptima con un FAC mínimo es importante no solo para ahorrar costos sino también para la seguridad de los trabajadores. Los métodos actuales controlan el grosor de las paredes de las tuberías, pero no pueden hacer nada para evitar un mayor adelgazamiento debido a la corrosión. Si la planta de energía se apaga para limpiarla y se reinicia sin tener en cuenta el umbral de corrosión determinado por la potencia de salida, las turbinas pueden obtener depósitos de metal casi de inmediato, perdiendo eficiencia y dinero hasta el próximo período de mantenimiento programado. El muestreo de productos de corrosión (CPS) es una métrica clave en el monitoreo del rendimiento de la química del ciclo, ya que la corrosión puede ocurrir en cualquier momento debido al contacto continuo entre las partes metálicas y el agua. Mantener un buen programa de química del ciclo es mucho más fácil y menos costoso que tomar acciones correctivas como resultado de un programa inadecuado.

El contenido de hierro y cobre se determina mediante la digestión ácida de la muestra, seguida de una determinación fotométrica utilizando TPTZ y bicinconinato como reactivos de color, respectivamente, utilizando el Analizador de procesos 2060 de Metrohm Process Analytics (Figura 2). Complejos metálicos como magnetita, hematita, óxido de hierro (Fe₂O₃) e hidróxido de hierro (Fe(OH)₂) se disocian en sus formas disueltas utilizando ácido nítrico (HNO₃). El tiempo total de análisis es de 20 minutos.

Este analizador está construido en base al documento de orientación técnica de la Asociación Internacional para las Propiedades del Agua y el Vapor: Muestreo y análisis de productos de corrosión para plantas de ciclo combinado y fósiles [2]. Los rangos enumerados anteriormente (tabla 1) suelen ser muy bajos y es posible que no reflejen los valores esperados debido a que los bastidores CPS no pueden medir con la misma precisión.

Se espera que muchas plantas de energía presenten actualmente niveles mucho más altos de Fe y Cu disueltos en el circuito de agua-vapor, lo que causa problemas. Por este motivo, los rangos de medición de los metales disueltos se pueden ampliar fácilmente.

Otras aplicaciones en línea están disponibles para plantas de energía tales como: calcio y sulfato en lavado de gases de combustión, ácido bórico en el circuito de agua primario, concentración de amina y CO₂ carga, sílice en el agua de alimentación de calderas y más. 

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