Centrales eléctricas de dos ciclos

Diagram of two-circuit water-steam reactor

Los sistemas de dos ciclos aquí tratados se componen de un circuito de vapor de agua y otro de agua de refrigeración.

El agua, como medio de funcionamiento, se bombea al generador de vapor (en el extremo izquierdo), donde se calienta mediante fisión o combustión. El vapor migra entonces a través del sistema de tuberías hasta la turbina y la acciona, produciendo electricidad. En el condensador, el vapor se condensa por la emisión de energía térmica al agua de refrigeración. A continuación, el agua se reenvía al generador de vapor y el proceso comienza de nuevo.


Adecuación de la química del agua para una eficiencia óptima del reactor

Sistema de cromatografía iónica para análisis de aniones con diálisis inline

Las condiciones dentro del generador de vapor son propicias para la corrosión y la formación de depósitos, que reducen extraordinariamente la eficiencia de la planta energética. Es preciso optimizar la química del agua para contrarrestar estos fenómenos.

El agua debe ser ultrapura y la concentración de agentes acondicionantes añadidos, p. ej., eliminadores de oxígeno y fosfatos, debe monitorizarse de forma constante.

Los parámetros y valores límite para la circulación del agua en el circuito de vapor de agua se definen de forma precisa en las normas EN 12952 (calderas acuotubulares e instalaciones auxiliares) y EN 12953 (calderas pirotubulares).

> Visión conjunta de los requisitos para la alimentación con agua de las calderas de vapor y de agua caliente (EN 12953)

Monitorización de la química del agua con instrumentos de análisis online de Metrohm Process Analytics

Gota de agua

Si necesita monitorizar de forma continua las concentraciones de sustancias y los valores de los parámetros, los aparatos de Metrohm Process Analytics son la mejor elección. Estos aparatos monitorizan los parámetros requeridos de forma totalmente automática y se pueden configurar para llevar a cabo una acción específica si alguno de los valores cae fuera del rango establecido. La necesidad de intervención en la aplicación se reduce así al mínimo.

Los instrumentos de análisis de Metrohm Process Analytics pueden monitorizar un amplio rango de analitos y están disponibles como aparatos de parámetro único, de método único o multiparámetro, todos ellos de fácil manejo.

> Aquí puede encontrar una visión conjunta de los analitos que pueden monitorizarse de forma colorimétrica con los aparatos de Metrohm Process Analytics

Hidracina: un eliminador efectivo del oxígeno

Instrumento de análisis online de parámetro único para análisis de agua con central eléctrica detrás

El oxígeno disuelto es uno de los principales agentes corrosivos en los circuitos de agua. La desgasificación térmica del agua de alimentación de la caldera elimina una gran parte de este oxígeno, pero el oxígeno residual persiste.

Habitualmente, se emplean agentes reductores como la hidracina o el sulfito para eliminar químicamente este oxígeno residual. El sulfito tiene la desventaja de que introduce sulfato corrosivo en el circuito de vapor de agua y la hidracina solo descompone el nitrógeno volátil y el amoníaco. Como ventaja adicional, la hidracina aumenta el valor de pH y con ello hace disminuir el potencial de corrosión. La única desventaja de la hidracina es su toxicidad.

La concentración de hidracina se debe monitorizar de forma rigurosa en el agua de alimentación de calderas. Los instrumentos de análisis ICON son ideales para este propósito. Estos aparatos pueden determinar colorimétricamente el contenido de hidracina en solo diez minutos. El límite de detección se halla en el rango inferior de µg/L

> Lea más acerca de la serie Plug and Analyze de Metrohm Process Analytics

Dióxido de silicio: nada inofensivo en circuitos de vapor de agua

Detail of Detalle de álabe de turbinaturbine blade

La presencia de niveles excesivos de dióxido de silicio en el agua de alimentación de la caldera o en el agua de reposición es crítica. El dióxido de silicio coloidal no se conserva con el intercambio de iones y se hidroliza transformándose en dióxido de silicio soluble en la caldera. Debido a su volatilidad, puede penetrar en el circuito de vapor a presiones elevadas y posteriormente depositarse en las palas de la turbina, especialmente en presencia de metales alcalinotérreos.

El dióxido de silicio se puede determinar colorimétricamente en niveles del rango µg/L, por ejemplo, con un instrumento de análisis ICON.

> Lea más acerca de la serie Plug and Analyze de Metrohm Process Analytics

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Determinación del cobre con voltamperometría

Sistema de voltamperometría semiautomático para análisis voltamperométrico de trazas

Actualmente, las aleaciones de cobre se utilizan prácticamente en todos los condensadores de los circuitos de vapor de agua. La desventaja del cobre y sus aleaciones consiste en su vulnerabilidad a la corrosión por amoníaco. Los productos de la corrosión resultante desencadenan otros ataques corrosivos. Los compuestos de cobre precipitan desde el vapor a las regiones de alta presión de las turbinas y se depositan en las palas.

Los compuestos de cobre se determinan voltamperométricamente de acuerdo con la norma DIN 38406-16. No es necesaria la preparación de muestras.

> Lea más acerca de la determinación voltamperométrica de los compuestos de cobre

Determinación del hierro con voltamperometría

Voltamperograma del hierro

A altas temperaturas, el vapor reacciona con el hierro presente en el acero de carbono de las calderas de vapor. Esto produce la formación de una fina capa de magnetita, un óxido de hierro(II,III) que pasiviza la superficie de acero protegiéndola frente a otros tipos de corrosión (reacción de Schikorr).

En condiciones desfavorables, la capa de magnetita de inhibición puede descamarse, lo que genera concentraciones elevadas de hierro en el circuito de vapor de agua. La determinación regular del hierro permite monitorizar no solo los procesos de corrosión, sino también la formación y destrucción de la capa protectora de magnetita.

La voltamperometría de adsorción-redisolución (AdSV) posibilita la detección rápida y sensible del hierro en las aguas del proceso del circuito de vapor de agua (agua de alimentación de la caldera, agua de reposición, condensado) en centrales eléctricas. Esto se consigue añadiendo los agentes complejantes apropiados para convertir el hierro en complejos absorbibles que se reducen en la superficie del electrodo después de un tiempo definido de preconcentración. Los límites de detección en el rango inferior de μg/L se consiguen utilizando 2,3-dihidroxinaftaleno (DHN) como agente complejante.

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Inhibidores de la corrosión

Chromatogram of corrosion inhibitors

Los iones de cinc, los fosfatos y los fosfonatos se utilizan normalmente como inhibidores de la corrosión en las tuberías de acero. Si también contienen cobre y aleaciones de cobre, los triazoles, como el toliltriazol, el benzotriazol y el 2-mercaptobenzotiazol, se pueden utilizar para inhibir la corrosión. Los compuestos de cobre de los triazoles son susceptibles a la oxidación y también reaccionan con los microbicidas añadidos. Por lo tanto, resulta necesario reponer los triazoles, lo que obliga a realizar determinaciones periódicas de la concentración de triazol.

Estas determinaciones se pueden realizar mediante cromatografía iónica con detección espectrofotométrica.

> Obtenga más información sobre la cromatografía iónica de Metrohm

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Monitorización de los aniones corrosivos: cloruro y sulfato

ChroCromatograma para cloruro y sulfatomatogram for chloride and sulfate

Los cloruros producen corrosión por picadura en los álabes y los rotores de las turbinas. En combinación con los sulfatos, también producen fatiga por corrosión y agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC, por sus siglas en inglés). Para evitar dichos efectos perjudiciales, las centrales energéticas tienen que monitorizar estos aniones en el circuito de agua-vapor a nivel de trazas.

Ello es posible mediante la cromatografía iónica con preconcentración inline y eliminación de la matriz.

> Obtenga más información sobre la cromatografía iónica de Metrohm

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Otras aplicaciones y productos

Sistema para CI de combustión pirohidrolítica para determinación de halógeno y azufre

Cromatografía iónica de combustión para combustibles

Los combustibles fósiles pueden contener grandes cantidades de azufre. Al quemar estos combustibles, se produce y se libera dióxido de azufre (SO2) al medio ambiente, por lo que la monitorización del contenido de azufre de los combustibles fósiles resulta indispensable.

Los haluros favorecen la corrosión en los circuitos de refrigeración de las centrales energéticas y, por lo tanto, se deben monitorizar.

Tanto el azufre como los haluros se pueden determinar en muestras sólidas o líquidas por medio de la cromatografía iónica de combustión (CIC, por sus siglas en inglés). En esta técnica, la muestra se somete a pirohidrólisis y el gas resultante se absorbe en una solución que, a continuación, se analiza mediante cromatografía iónica.

Obtenga más información sobre la cromatografía iónica de combustión
Central eléctrica con gas de combustión

Limpieza de gases de escape

Para eliminar el CO2 del gas de escape, este gas se trata con una solución de lavado que contiene aminas. El CO2 acídico se enlaza con las aminas por medio de una reacción química reversible que, más adelante, se invierte por un proceso de calefacción, compresión, secado y licuado para liberar el CO2.

Es posible determinar la capacidad de la solución de lavado para enlazar el CO2 con un ADI 2045TI Process Analyzer. Este instrumento de análisis puede monitorizar varios flujos de muestras y determinar la capacidad de varios lavadores de aminas para enlazar el CO2 de forma sucesiva.

ADI 2045TI Process Analyzer Lea la aplicación
Mantenimiento de turbinas sin óxido y corrosión con análisis químico

Aceites para turbinas y aceites lubricantes

Los aceites para turbinas y los aceites lubricantes se exponen a condiciones extremas en las centrales energéticas. Numerosas normas internacionales definen cuáles son los requisitos y procedimientos de prueba para mantener las turbinas en servicio.

La norma ASTM D 4378 especifica que los índices de acidez y de basicidad se deben determinar mediante valoración potenciométrica, y el contenido de agua mediante valoración Karl Fischer.

Valoración Metrohm Valoración Karl Fischer

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