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Par Brad Buecker, ChemTreat et Ken Kuruc, Hach
Avec le déclin de la production d’énergie au charbon et la hausse des énergies renouvelables, un grand pont entre les deux a été et continue d’être simple, et surtout la production d’énergie à cycle combiné, le gaz naturel étant le principal combustible.
Très courant pour les centrales électriques à cycle combiné existantes et planifiées, il y a un personnel minimal. Pour la partie turbine à gaz de ces centrales, Le fonctionnement « maigre et moyen » peut être satisfaisant, mais souvent négligé est que les générateurs de vapeur de récupération de chaleur (HRSG) nécessitent une attention particulière pour prévenir la corrosion et le dépôt dans ces unités, qui autrement pourraient avoir une incidence sur la disponibilité des unités et même menacer la sécurité des employés dans certains cas. Cet article se concentre sur les analyses critiques en ligne de la chimie de l’eau et de la vapeur qui sont nécessaires pour que le personnel de l’usine optimise le rendement et la fiabilité du SGRH.
Les échantillons d’importance primaire dans l’ensemble du réseau générateur de vapeur sont :
Même dans les générateurs de vapeur les plus serrés, une petite quantité d’eau/vapeur de procédé s’échappe continuellement. Ces pertes doivent être compensées par de l’eau de haute pureté. Le plus courant étant donné que le processus de base des systèmes d’appoint est l’osmose inverse (OI), suivie d’un échange d’ions à lit mixte (MBIX) ou d’une électrodeionisation (EDI) pour « polir » l’effluent OI. Les unités OI comprennent généralement un certain nombre d’instruments pour surveiller la performance du système, y compris la pression, température, débit, et une conductivité spécifique, qui font l’objet d’une discussion distincte. La liste ci-dessous décrit la limite supérieure recommandée pour les trois paramètres d’échantillonnage recommandés de l’effluent du système d’appoint.
Ces mesures garantissent que l'eau de haute pureté est distribuée aux générateurs de vapeur. Une augmentation de l'une des valeurs indique que la résine MBIX a atteint l'épuisement ou qu'un problème est survenu dans l'unité EDI. Une action corrective rapide est nécessaire.
(Remarque : dans cette section et dans les sections suivantes, la limite supérieure normale, ou plage, pour chaque paramètre est incluse. Ces données et de nombreux autres détails peuvent être trouvés dans les documents publiés par l’Institut de recherche sur l’énergie électrique [EPRI]. Cependant, ces documents ne sont généralement disponibles que pour les membres de l’EPRI. L’Association internationale pour les propriétés de l’eau et de la vapeur [IAPWS] offre des documents techniques qui ont des informations similaires, bien que plus condensées, qui sont téléchargeables à partir de leur site Web, www.iapws.org.)
Dans les unités d’alimentation générant de la vapeur, l’emplacement principal de la pénétration potentielle de contaminants est le condenseur, et en particulier les condenseurs refroidis à l’eau où une fuite(s) de tube permet à l’eau de refroidissement d’infiltrer le condensat de haute pureté. L’eau de refroidissement dans les fuites introduira une variété d’impuretés au générateur de vapeur, qui, lorsqu’elle est soumise à l’environnement rigoureux des chaudières (le terme commun pour les HRSG est les évaporateurs) peut causer de graves problèmes.
Les analyses continues de DPC recommandées sont :
La surveillance du sodium est très efficace pour détecter les fuites du tube du condenseur. Avec un condenseur serré, les niveaux de sodium dans le condensat sont normalement très faibles (< 2 ppb), et dans de nombreux cas, moins de 1 ppb. Une augmentation du sodium fournit la première indication d’une fuite du tube du condenseur.
La conductivité des cations a été renommée par certains organismes de recherche « conductivité après échange de cations (CACE) » pour représenter le fait que l’échantillon est acheminé par une colonne d’échange de cations pour remplacer les cations, p. ex., ammonium, sodium, calcium, etc. avec des ions hydrogène. Cela crée une solution acide très diluée contenant principalement des traces d’ions chlorure et sulfate, dont la conductivité est ensuite mesurée. Comme pour le sodium, une augmentation de la CACE indique une impureté dans les fuites. La CACE peut être influencée par l’infiltration de dioxyde de carbone, souvent en raison d'une augmentation des fuites d'air au niveau du condenseur. de plus en plus populaire est la CACE dégazée, qui utilise soit un compartiment de rechaudière, soit un compartiment d’épargne azotée pour éliminer jusqu’à 90 % environ du CO2.
Les analyses de l'oxygène dissous sont importantes pour surveiller la fuite d'air du condenseur. Une augmentation soudaine de l'oxygène dissous peut indiquer une défaillance mécanique au niveau ou à proximité du condenseur, ce qui permet à l'air excédentaire de pénétrer dans le système.
En ce qui concerne la conductivité et le pH spécifiques, l’ammoniac (ou parfois un mélange d’amine ou d’ammoniac/amine) est l’agent conditionneur de pH pour les condensats/eau d’alimentation. Cependant, la mesure directe du pH de l’eau de haute pureté peut être difficile, et des algorithmes ont été développés pour calculer le pH basé sur les mesures S.C. et CACE afin d’obtenir des résultats plus précis. Le S.C. dans l’eau de haute pureté est directement corrélé à la concentration d’ammoniac, et les mesures S.C. offrent donc un meilleur contrôle de l’alimentation en ammoniac que le pH.
Un paramètre qui n'est généralement pas surveillé en continu, mais qui peut être d'une certaine importance est le carbone organique total (TOC). Pour les générateurs de vapeur de service, la limite de TOC recommandée dans le CPD est de 100 ppb.
Le problème dominant en ce qui concerne le contrôle chimique dans le système d’eau d’alimentation du SGRH est la minimisation de la corrosion accélérée par le débit, dont les auteurs ont discuté dans un article précédent sur l’ingénierie énergétique. [1]
Les paramètres suivants sont recommandés pour la chimie de l’eau d’alimentation :
La discussion pour CACE, S.C., pH et sodium reflète celle pour la décharge de la pompe à condensat. Les mesures peuvent fournir une redondance précieuse pour déterminer si un dérangement potentiel est dû à un problème réel ou à une erreur d’instrument.
Notez l’inclusion du fer dans cette liste. La surveillance du fer fournit une mesure directe du FAC (ou, espérons-le, son absence) et de l’efficacité correspondante du programme de chimie de l’eau d’alimentation. Généralement, 90 % ou plus des produits de corrosion du fer générés par le FAC sont de nature particulaire. Plusieurs méthodes existent pour surveiller la corrosion de l’acier au carbone et comprennent :
En ce qui concerne cette dernière, des techniques d’échantillonnage améliorées sont disponibles, dans lesquelles, avec un traitement d’échantillon approprié, des mesures de fer jusqu’à 1 ppb sont possibles. Cette méthode peut fournir des données en temps quasi réel des taux de corrosion, bien que sur une base instantanée.
Fig. 1. Unité de digestion du fer/spectrophotomètre pour les échantillons. Photos gracieuseté de Hach.
Une combinaison d’une simple analyse colorimétrique en laboratoire du fer total avec un analyseur néphélométrique laser sensible peut également fournir une méthode de surveillance de la corrosion en temps réel, quantitative et rentable.
Fig. 2. Un néphélomètre monté sur un panneau d’échantillons d’eau/vapeur. Photo gracieuseté de Hach.
Lorsqu’elles sont correctement calibrées, les unités de mesure néphélométriques fournies par l’instrument peuvent être corrélées aux valeurs de concentration totale en fer. La concentration en fer de l’eau d’alimentation est un indicateur direct de corrosion de l’acier. Cependant, l’une des nombreuses espèces peut être présente selon la chimie de l’eau d’alimentation utilisée dans le processus. Ceux-ci comprennent Fe3O4 (magnétite, couleur gris-noir), oxyde α-fer (III) (hématite, couleur rouge) et une concentration généralement mineure de fer dissous. Chacune de ces espèces produit une réponse néphélométrique différente à la lumière visible. La magnétite noire absorbe plus et réfléchit moins de lumière que l’hématite rouge. Le fer dissous ne produit pas de réponse néphélométrique. De plus, les produits de corrosion ont une taille variant de sous-micron à 10 μm de diamètre, avec un diamètre moyen de 1 μm. [2] Cette plage de tailles pose un autre défi pour la surveillance des particules, car les néphélomètres réagissent différemment aux différentes tailles de particules.
Ces variables rendent impossible la création d’un étalonnage néphélométrique universel pour la quantification des produits de corrosion. Un étalonnage approprié pour un emplacement d’échantillon particulier avec des caractéristiques de corrosion particulières ne sera pas précis pour une application différente avec des paramètres différents. Par conséquent, la quantification du fer total par néphélométrie doit être réalisée par étalonnage spécifique au site.
L’échantillonnage de l’eau de l’évaporateur est essentiel pour plusieurs raisons. Tout d’abord, un mauvais contrôle de la chimie et/ou une mauvaise surveillance peuvent permettre un transfert inacceptable de l’excès d’impuretés à la vapeur. Deuxièmement, la plupart des GRH sont des unités à pressions multiples, où la chimie de chaque circuit est différente des autres circuits. Une surveillance complète est nécessaire pour assurer une chimie appropriée dans l'ensemble du générateur de vapeur. Troisièmement, les flux de chaleur les plus élevés se produisent dans les évaporateurs, et particulièrement l’évaporateur HP, des GRH. Les effets de l’infiltration d’impuretés ou d’une mauvaise chimie sont amplifiés par les températures et les pressions élevées dans ces circuits. Considérez le problème classique des dommages à l’hydrogène, qui s’occupe des unités à haute pression depuis des décennies.
Dans ce mécanisme, l’agent corrosif le plus grave, le chlorure, qui pénètre pendant une fuite de refroidissement peut se concentrer sous les dépôts de tubes de cloison d’eau et générer de l’acide. L’équation suivante décrit un mécanisme commun :
La production d’acide est problématique à elle seule, mais les très petits atomes d’hydrogène pénétreront dans la matrice d’acier, puis réagiront avec le carbone dans l’acier.
La formation de molécules volumineuses de méthane induit des fissures, qui peuvent ensuite provoquer des défaillances avec très peu de perte de métal.
Fig. 3. Dommages causés par l’hydrogène. Remarquez la défaillance de l’épais bord, montrant peu de perte de métal.
L’auteur Brad Buecker a déjà observé directement les effets secondaires de dommages graves à l’hydrogène sur un générateur de vapeur conventionnel de 1 250 psig, où la corrosion importante a nécessité le remplacement complet des tubes de cloison d’eau. [3] Les dommages causés par l’hydrogène demeurent l’un des principaux mécanismes de corrosion des générateurs de vapeur modernes, et c’est pourquoi, comme l’indique la liste ci-dessous, l’arrêt immédiat de l’unité est nécessaire si le pH de l’eau de la chaudière chute en dessous de 8,0.
Les analyses d’eau de chaudière recommandées comprennent :
Le lecteur ne remarquera aucune limite directe pour la plupart des paramètres, à l’exception d’une limite inférieure « seuil de chute » pour le pH. Cela est dû au fait que les limites ou les plages de contrôle sont variables en fonction de la pression de la chaudière. Les directives EPRI et IAPWS fournissent des détails sur la façon de calculer les plages appropriées pour tout système, où certains ajustements peuvent être nécessaires en fonction des données de fonctionnement.
Un commentaire est nécessaire concernant le phosphate. Pendant des décennies, le phosphate trisodique (Na3PO4) a été un produit chimique de traitement de l’eau de chaudière de base dans de nombreuses unités de barils. Cependant, le contrôle de la concentration en phosphate est difficile en raison de la solubilité inverse du composé, alias « cacher », au-dessus de 300 °F. Certains membres du personnel de l’usine, surtout dans l’industrie de l’énergie, sont passés à une alimentation caustique (NaOH) pour éliminer le masquage du phosphate, mais ces programmes exigent un grand soin pour prévenir l’entaillement caustique des tubes de cloison d’eau. Pour éviter de tels problèmes, l’inclusion d’un polissoir de condensat dans la conception de l’unité offre la possibilité d’éliminer le phosphate ou la caustique du programme de traitement de l’eau de chaudière.
Les mesures de pureté de la vapeur sont extrêmement importantes, en grande partie parce que la turbine est la pièce d'équipement la plus finement usinée et la plus coûteuse de tout le système. Le dépôt de contaminants sur les lames de turbine peut entraîner la corrosion et des défaillances possibles des lames, ce qui représente une situation potentiellement catastrophique avec la turbine tournant à plusieurs milliers de tr/min. Les paramètres de surveillance de l'âme comprennent ce qui suit :
Le sodium fournit une indication directe du transfert du sel ou de l’hydroxyde de sodium avec la vapeur. Les sels se déposeront dans les dernières rangées de la turbine à basse pression, où ils peuvent causer des piqûres et des fissures de corrosion sous contrainte (SCC) et de la fatigue liée à la corrosion (CF) des lames et des rotors de turbine. Le transfert de l’hydroxyde de sodium est un problème très grave, car le caustique peut rapidement induire le CS des composants de la turbine.
CACE fournit une mesure indirecte du transfert de chlorure et de sulfate, et la valeur ≤ 0,2 μS/cm est une ligne directrice de longue date pour les fabricants de turbines. Cependant, la précision de CACE est soupçonnée pour le chlorure et le sulfate. Il existe maintenant des instruments fiables pour surveiller les niveaux de trace de ces deux impuretés. [4] Les limites actuelles recommandées pour le chlorure et le sulfate sont de 2 ppb, mais dans une unité bien actionnée, elles peuvent et devraient être beaucoup plus basses.
On sait depuis longtemps que la silice contenue dans la vapeur se précipitera sur les lames de turbine. Bien que le composé ne soit pas corrosif, il peut influencer l’aérodynamisme de la turbine et réduire l’efficacité. Ainsi, la limite recommandée ci-dessus de 10 ppb.
Plusieurs points d’échantillonnage de vapeur sont disponibles dans les unités de production d’énergie, notamment les points saturés, principal, et réchauffer les échantillons de vapeur. La vapeur principale et réchauffer est la plus importante, car ils fournissent des données sur les impuretés qui pénètrent directement dans la turbine, qui peut également provenir de l’eau d’atténuation contaminée. L’analyse de la vapeur saturée est moins importante sur une base continue, mais peut être utile périodiquement pour vérifier les problèmes de report mécanique des fûts à vapeur, avec une cause courante d'endommagement ou de défaillance des séparateurs d'humidité dans les fûts. La surveillance du sodium est préférable pour cette évaluation.
Avis de non-responsabilité :Cette discussion représente les bonnes pratiques d’ingénierie développées sur de nombreuses années de recherche et d’expérience pratique. Cependant, il incombe aux propriétaires d’usines de développer des systèmes de surveillance fiables basés sur la consultation d’experts de l’industrie. De nombreux détails supplémentaires sont abordés dans la conception et le fonctionnement ultérieur d’un système d’échantillonnage de la chimie de l’eau et de la vapeur.
Cet article a été initialement publié dans le magazine Power Engineering et a été republié avec autorisation. Cliquez ici pour le lire sur le site Web du génie électrique.
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Références
Brad Buecker (B.S., Chemistry, Iowa State University, Ames, IA, USA) est un publiciste technique principal chez ChemTreat. Il a de nombreuses années d’expérience dans le secteur de l’énergie ou affilié, dont une grande partie dans la chimie d’un générateur de vapeur, le traitement de l’eau, le contrôle de la qualité de l’air et des postes d’ingénierie des résultats chez City Water, Light & Power (Springfield, IL, États-Unis) et au Kansas. City Power & Light Company (maintenant Evergy) La Cygne, KS, USA, centrale. Il a également passé deux ans dans une usine de fabrication de produits chimiques et 11 ans supplémentaires dans deux firmes d’ingénierie. Il est membre de : ACS, AIChE, ASME, AIST, AMPP (NACE); ainsi que des comités de planification d’Electric Utility Chemistry Workshop et de Power-Gen International. M. Buecker est l’auteur de nombreux articles et de trois livres sur des sujets relatifs aux centrales électriques.
Ken Kuruc (B.S., Chemistry, John Carroll University, Cleveland, OH, États-Unis) est actif dans l’industrie de l’énergie depuis plus de 25 ans. Dans son rôle actuel, Ken fournit un soutien technique sur tous les aspects de la surveillance de la qualité de l’eau pour les sites de production d’énergie fossile à travers les États-Unis. Il a coécrit des articles qui ont été publiés dans diverses publications de l’industrie de l’énergie et a présenté lors de nombreuses conférences sur la chimie des services publics et de l’eau, y compris la Conférence internationale sur l’eau, où il a reçu le prix Paul Cohen 2019.
