Signos de envejecimiento en calderas

Todos los equipos de las centrales eléctricas tienen una vida útil limitada, pero no todos los componentes envejecen al mismo ritmo. Algunos equipos pueden durar más que la vida útil de una planta, mientras que otra maquinaria puede reemplazarse más de una vez a lo largo de los años. Los componentes de la caldera ofrecen un buen ejemplo. Por lo general, los tubos expuestos a temperaturas más altas y tensiones más extremas se degradan más rápido. Comprender los mecanismos y saber dónde buscar las primeras señales de advertencia podría permitir realizar reparaciones antes de la falla.

Si el control de la química del agua ha sido bueno, los economizadores generalmente duran más que los sobrecalentadores radiantes (SH) o los recalentadores (RH). El proceso de degradación es causado por la exposición a temperaturas lo suficientemente altas para que los materiales de construcción operen en el rango de fluencia, para que la fatiga térmica sea un mecanismo de degradación significativo y, por supuesto, para que se desarrollen cambios microestructurales.

A los efectos de este artículo, no se considerará el desperdicio ni el adelgazamiento de las paredes, es decir, se ignorará la corrosión por cenizas de combustible junto al fuego, la erosión por cenizas volantes o sopladores de hollín y la oxidación y corrosión por agua/vapor. Las encuestas de espesor de pared generalmente encontrarán ese tipo de problemas y se pueden hacer reemplazos de tubos según sea necesario.

Simultáneamente con los cambios microestructurales hay disminuciones en la dureza, la resistencia y la ductilidad. Esos cambios incluyen la esferoidización de carburos en aceros al cromo-molibdeno (Cr-Mo), la grafitización en aceros ferríticos al carbono (C) y C-Mo, y la formación y sensibilización de fase sigma en aceros inoxidables austeníticos.

Para cabezales de salida SH y RH de alta temperatura, la fatiga térmica y por fluencia interactúan de una manera única, a menudo llamada fatiga por fluencia, en las soldaduras del tubo corto al cabezal hacia los extremos de los cabezales. Para cabezales con temperaturas de vapor por debajo del rango de fluencia, se puede desarrollar fatiga térmica "simple" en estos lugares. La expansión diferencial entre el cabezal más caliente y las paredes de agua más frías conduce a una desviación de los tubos "tope" entre las paredes de agua y el cabezal. La "flexión" o deflexión es mayor en los extremos de la cabecera, suponiendo que la expansión sea simétrica con respecto al punto medio de la longitud.

La forma del daño, fatiga por fluencia o fatiga térmica, depende de la temperatura del tubo corto individual. El análisis microestructural de las grietas suele ser necesario para establecer la causa. No todos los tubos funcionan a la temperatura promedio del vapor en el cabezal. Para los tubos individuales en un cabezal intermedio, una temperatura del vapor de 850 F puede ser lo suficientemente alta para que los tubos cortos SA-213 T2 estén en el rango de fluencia, aunque a 850 F T2 generalmente no se espera que falle por fluencia en los niveles de tensión permitidos por el código.

Las estimaciones de las tensiones impuestas por la expansión diferencial en las soldaduras del tubo corto en o cerca del cabezal pueden calcularse a partir de la teoría de viga simple. Suponga que la carga en un tubo corto flexible es un punto en la pared de agua/penetración del techo, como se muestra en la Figura 1.

La deflexión viene dada por:

donde δ es la deflexión causada por la expansión diferencial (pulg.), l es la longitud del tubo corto entre el cabezal y la pared de agua (pulg.), E es el módulo de Young (alrededor de 22 x 106 psi a 1000 °F), I es el Momento de Inercia (in4) y para tubos y tuberías viene dado por π / 64 x (diámetro exterior4 – diámetro interior4), y P es la carga necesaria para provocar la deflexión (lb en flexión simple).

El esfuerzo de flexión en la superficie viene dado por:

donde S es el esfuerzo máximo en la fibra exterior (psi), M es el momento de flexión (pulg-lb) y es igual a P xl (carga x longitud), c es la distancia desde el eje neutro a la superficie (pulg. ), e I es el momento de inercia (in4).

Lo que debe calcularse es el esfuerzo, S, de la deflexión en los tubos agrietados cerca de los extremos del cabezal. Las dos ecuaciones se pueden resolver para P de la siguiente manera:

Establecer las dos ecuaciones iguales entre sí y luego resolver para S da:

La lectura de la solución para S sugiere que la tensión de la expansión diferencial que causa fatiga por fluencia o daño por fatiga térmica, disminuye a medida que el tubo corto se alarga (más flexible, menos rígido) y aumenta a medida que aumenta la deflexión (colector más largo, mayor diferencia de temperatura entre waterwall y cabecera) y los tubos cortos aumentan de diámetro.

La deflexión se estima a partir de las diferencias en la expansión térmica entre el cabezal de salida a 1000F y el techo de la pared de agua a 650F, por lo tanto:

donde ∝ es el coeficiente de expansión (pulg./pulg./F), L es la longitud desde el punto medio del cabezal hasta los tubos finales (pulg.), ∝ para T22 de 70F a 1000F es 7,97 x 10–6 pulg./pulg. ./F, ∝ para 210 A1 de 70F a 650F es 7,35 x 10–6 pulg./pulg./F.

Este enfoque simple indica dónde se debe realizar la primera inspección minuciosa: tubos en los extremos con la longitud más corta.

El siguiente ejemplo de los archivos de David N. French Metallurgistes (DNFM) de una caldera de 33 años ilustra algunos de estos conceptos. Como beneficio adicional, proporciona una ilustración de una verdadera rareza, una soldadura de metales diferentes (DMW) hecha con una aleación de soldadura a base de níquel que falló en el lado del acero inoxidable.

La inspección del cabezal de salida SH de alta temperatura de la caldera encontró grietas significativas en los tubos internos de un arreglo de ocho tubos (Figura 2). En la Figura 3 se presenta una vista de primer plano de la región dañada. Tenga en cuenta que las áreas de eliminación de grietas están en el tubo de menor diámetro y están en la mitad hacia el final del cabezal.

La deflexión del tubo debido a la expansión diferencial colocaría la porción de tensión del tubo mirando hacia el extremo del cabezal. Los dos tubos de este ejemplo se especificaron como de 2,25 pulg. diámetro exterior (DE) x 0,460 pulg. espesor de pared mínimo (MWT) SA-213 T22 de acero de baja aleación y 1,75 pulg. DE x 0,260 pulg. MWT SA-213 TP321H acero inoxidable.

En la práctica, donde ocurre el daño—SA-213 T22 en el cabezal, T22 zona afectada por el calor (HAZ) del DMW, o 321 HAZ del DMW—depende de varios factores, incluidos los diámetros de los tubos, la longitud hasta el techo (flexión momento), la forma de la soldadura de tubo a cabezal DMW y T22 (elevadores de tensión debido a una geometría de soldadura deficiente) y la aleación de soldadura utilizada en el DMW. En la mayoría de los casos, el daño ocurre en el DMW.

Un DMW es una junta hecha entre dos sistemas de aleación diferentes, típicamente entre ferrítico y austenítico, o martensítico y austenítico. Históricamente, los DMW se fabricaban con aleaciones de soldadura de acero inoxidable, a menudo E-309. La falla ocurriría en la HAZ en el lado T22.

El coeficiente de expansión térmica del acero inoxidable es aproximadamente un 30 % mayor que el de los aceros ferríticos similares al T22. Esa diferencia colocó una gran tensión térmica en el T22 en el borde de la zona de fusión. La práctica moderna es utilizar una aleación a base de níquel. Ahora el metal de soldadura y la expansión térmica T22 son casi iguales y la tensión térmica se transfiere a la ZAT de acero inoxidable. Bajo operación normal, el acero inoxidable es lo suficientemente fuerte como para resistir fallas.

En el ejemplo presentado aquí, la falla fue en el TP321H. Debido a que las tensiones de tracción son aditivas, la tensión de la flexión del tubo corto debido a las diferencias de expansión entre el techo y el cabezal se sumó a la tensión en la ZAT causada por las diferencias de expansión entre el TP321H y el metal de soldadura. El resultado fue una falla en el tubo TP321H de menor diámetro, como se observa en la Figura 3.

No se proporcionaron medidas dimensionales sobre la longitud del cabezal o la longitud del tubo corto, por lo que no se pudieron calcular estimaciones de los niveles de tensión reales. Sin embargo, el punto puede ser discutible, ya que es probable que se haya producido una relajación de la tensión cuando los tubos operaron a una temperatura lo suficientemente alta y durante un tiempo lo suficientemente largo como para "aliviar la tensión" de las tensiones durante el servicio, lo que probablemente sea la razón por la cual el daño se produjo. tanto tiempo en desarrollarse.

Se envió un tubo corto de la segunda fila a DNFM para su análisis metalúrgico y se muestra en la Figura 4. En la Figura 5 se presenta un primer plano. El DMW está bien hecho con una transición suave entre los tubos de diferentes diámetros. El análisis metalográfico del DMW en un plano donde se esperaba daño, si lo hubiera, mostró cuatro detalles microestructurales interesantes. Ellos eran:

■ La microestructura del TP321H era austenita equiaxial con los límites de grano decorados con carburos y fase sigma (Figura 6). La apariencia de la fase sigma sugiere que este colgante o varios colgantes finales pueden haber operado por encima de la temperatura de diseño durante una buena parte de los 33 años de servicio. También puede implicar una forma de U en la distribución de temperatura dentro del sobrecalentador (habría que examinar otros colgantes para confirmar esto).

■ En el OD junto a la ZAT del metal de soldadura, se encontraron las grietas por fatiga por fluencia o por fluencia intergranular esperadas (Figura 7). Este fue el resultado de las tensiones de tracción combinadas de la flexión y el DMW.

■ También se notaron cerca de las grietas límites gemelos—las líneas negras rectas a través de algunos granos de austenita—evidencia de deformación plástica de los esfuerzos de tracción.

■ Un pequeño escalón o cambio en el diámetro, un aumento de tensión o "muesca" en el borde del metal de soldadura. El TP321H se oxida más rápidamente que el metal de soldadura de níquel (similar en composición al Inconel 625). A lo largo de la vida útil, el elevador de tensión aumenta aún más la tensión de tracción efectiva.

En resumen, el daño en las soldaduras del tubo corto al cabezal como resultado de la expansión diferencial entre el cabezal y el techo puede explicarse por las tensiones estimadas a partir de la teoría de viga simple, las tensiones operativas esperadas en las aleaciones de soldadura y las condiciones utilizadas durante la fabricación. Más importante, sin embargo, es la ayuda proporcionada para saber exactamente dónde buscar los primeros signos de daño, el precursor de la falla, a medida que los generadores de vapor superan la marca de los 25 años. La inspección cuidadosa requerida para encontrar estas grietas requiere una limpieza a fondo, lo que requiere mucho tiempo. Se recomiendan técnicas de inspección tales como líquidos penetrantes, partículas magnéticas y réplicas. ■

—Rama S. Koripelli, PhD, PE ([correo electrónico protegido]) es el director técnico de David N. French Metallurgistes, y David N. French, ScD ([correo electrónico protegido]) es el fundador de David N. French Metallurgistes.

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