IMPLANTAÇAO DE UM SISTEMA DE MONITORAMENTO DA CORROSÃO, LADO ÁGUA, NUMA USINA TERMELÉTRICA DE PEQUENO PORTE

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1 IMPLANTAÇAO DE UM SISTEMA DE MONITORAMENTO DA CORROSÃO, LADO ÁGUA, NUMA USINA TERMELÉTRICA DE PEQUENO PORTE Antonio Sergio Barbosa Neves Consucal, Av. Guilherme Dumont Villares, 1500, , São Paulo, SP RESUMO Descrevemos, neste trabalho, nossa experiência de três anos com a implantação de um sistema de monitoramento da corrosão, lado água, numa Usina Termelétrica de 20 MW. Procuramos mostrar as atividades desenvolvidas no laboratório, onde são realizadas todas as análises químicas das amostras instantâneas coletadas nos vários pontos do circuito térmico, a fixação e o acompanhamento dos parâmetros de controle da qualidade da água, até as principais modificações introduzidas no sistema de tratamento de água, visando reduzir a corrosão dos materiais ferro e cobre existentes nos equipamentos. Palavras-chave: Corrosão; Usina termelétrica; Tratamento de Água de Caldeiras. ABSTRACT We describe in this work our experience during a period of three years conducting a monitoring plan to control the corrosion, water side, in a 20 MW Power Station. We try to show the activities in the lab where all the water chemical analysis from thermal circuit are made, the establishment and the monitoring of water quality parameters, till the most important modifications adopted for the water treatment in order to mitigate the corrosion problems of iron and copper from the equipments. Key-Words: Corrosion; Fossil Power Station; Boiler Water Treatment. 1.INTRODUÇÃO Este trabalho foi desenvolvido na Usina Termelétrica de Figueira, com duas unidades instaladas de 10 MW cada uma, combustível carvão mineral e de propriedade da Companhia Paranaense de Energia - Copel, com cessão de direito de uso à Carbonífera do Cambui Ltda. a partir de janeiro de A Usina entrou em operação em 1963 e possuía, na ocasião, três unidades de 10 MW cada uma. Descrevemos toda a evolução alcançada, a partir de janeiro de 1997, com a implantação do monitoramento da corrosão assim como, as principais modificações introduzidas no sistema de tratamento de água das caldeiras.

2 2.ETAPAS DE DESENVOLVIMENTO Visando uma melhor compreensão dos acontecimentos, decidimos dividir o período de trabalho de três anos em quatro etapas distintas. 2.1.Primeira etapa, de 01/01/97 a 17/06/97 Durante este período, mantivemos o mesmo tratamento de água das caldeiras que vinha sendo utilizado na Usina,ou seja, a adição do sulfito de sódio como seqüestrante para o oxigênio dissolvido na água de alimentação e fosfato trissódico para controle da corrosão e incrustação da água das caldeiras. Estes dois produtos químicos eram injetados, diluídos, por meio de bombas dosadoras, na água de alimentação das caldeiras, antes do desaerador. Merece destaque o acompanhamento que realizamos no condensado da Turbina Nº1, por meio das analises de ph e condutividade, cujos valores estão registrados na Tabela 1. Causaram-nos uma grande surpresa, os valores obtidos para o ph do condensado acima de 7,0, pois sabíamos que não era utilizado no tratamento de água da caldeira, nenhum produto químico volátil que, saindo com o vapor, fosse o responsável por alcançar os resultados obtidos. Suspeitamos, neste instante, que estava havendo arraste de um sal, o fosfato trissódico, da água da caldeira para o vapor de alimentação da turbina e em conseqüência, para o condensado, causando a elevação no ph. Procurando sanar esta suspeita, decidimos alterar o ponto de injeção do fosfato trissódico, passando a adiciona-lo diretamente na caldeira, no balão inferior, já que neste ponto existia uma tomada específica para este procedimento. Esta modificação foi realizada em 18/06/ Segunda etapa, de 18/06/97 a 21/12/97 Após a alteração realizada no ponto de injeção de fosfato trissódico, continuamos executando o acompanhamento do condensado da Turbina Nºl, por meio das mesmas analises de ph e condutividade. A partir de julho/97 implantamos, no laboratório, as analises colorimétricas de cobre e ferro, realizadas em espectrofotômetro e que seriam utilizadas no acompanhamento da corrosão, nos circuitos de condensado e alimentação das caldeiras. Os valores obtidos para o condensado encontram-se registrados na Tabela 2. Analisando estes resultados, podemos constatar que todos os valores de ph do condensado ficaram abaixo de 7,0, após a alteração no ponto de injeção do fosfato trissódico. Estes valores são, agora, compatíveis com unidades que não utilizam produtos químicos voláteis no tratamento de água da caldeira. Isto veio confirmar nossa suspeita de que havia uma contaminação no vapor de alimentação da Turbina Nº1. Uma investigação que realizamos confirmou a existência desta contaminação, proveniente da água de alimentação e que é utilizada no sistema de dessuperaquecimento do vapor. Isto era possível, pois tanto o fosfato trissódico como o sulfito de sódio era adicionado antes do desaerador, passando para a água de alimentação que era injetada diretamente no dessuperaquecedor. Com a alteração no ponto de injeção do fosfato trissódico para caldeira, este produto deixou de existir na água de alimentação e em conseqüência, no vapor de alimentação da turbina. Tivemos, como resultado, uma redução no ph do condensado.

3 Devemos salientar que, nesta condição, o vapor de alimentação da Turbina Nº1 continuava ainda com a contaminação do sulfito de sódio, injetado antes do desaerador, utilizado para controlar o teor de oxigênio dissolvido na água de alimentação das caldeiras. Analisando os resultados obtidos nas analises de ferro e cobre, podemos constatar valores elevados, em comparação com os valores máximos recomendados de 0,030 mg/l Fe para o ferro e 20 µg/l Cu para o cobre. Isto pode ser explicado pelos baixos valores de ph encontrados no condensado, responsáveis por uma maior corrosão do circuito. Decidimos realizar, neste período, também um acompanhamento no circuito de alimentação das caldeiras, por meio das mesmas analises executadas no condensado. Os dados obtidos encontram-se registrados na Tabela 3. Neste caso, também os valores obtidos para o ferro foram elevados. Já os valores para o cobre foram inferiores aos encontrados no condensado, pelo efeito da diluição causada pela água de reposição, água desmineralizada e também porque, no circuito de alimentação, não havia equipamento feito de cobre ou ligas de cobre. 2.3.Terceira etapa, de 22/12/97 a 26/10/1988 Nesta etapa, passamos a utilizar a hidrazina como seqüestrante do oxigênio dissolvido na água de alimentação, em substituição ao sulfito de sódio. Este procedimento tinha por finalidade eliminar a contaminação existente do vapor de alimentação das Turbinas, provocada pela presença do sulfito de sódio, conforme comentários feitos nas etapas anteriores Acompanhamento do condensado e água de alimentação Os valores obtidos no acompanhamento realizado no condensado, durante esta etapa, estão registrados na Tabela 4. Podemos constatar, pelos valores registrados, que após a adição da hidrazina houve um aumento no ph do condensado, provocado pela decomposição deste produto na caldeira e uma importante redução na concentração de cobre. Isto significa, claramente, que houve uma diminuição na corrosão dos tubos do condensador que são de latão, causada pelo aumento no ph do condensado. Esta conclusão foi muito importante, pois veio mostrar os efeitos causados pelo uso da hidrazina, com relação à corrosão dos tubos do condensador. O mesmo efeito de redução nos teores de cobre pode ser registrado na água de alimentação, pelo acompanhamento realizado no mesmo período, conforme indicado na Tabela Acompanhamento da água da caldeira A utilização da hidrazina em substituição ao sulfito de sódio, como era esperado, resultou numa. redução acentuada na condutividade da água das caldeiras, passando da faixa de 800 a 1000 µs/cm para a atual de 100 a 200 µs/cm. Tivemos, em conseqüência desta alteração, a possibilidade de reduzir a purga continua da caldeira. Merece destaque, neste caso, a diminuição no consumo médio diário da água de reposição desmineralizada da Usina, que passou de 66 m 3 /dia para 56 m 3 /dia, ou seja. uma economia aproximada de 10 m 3 /dia.

4 2.4.Quarta etapa, a partir de 12/11/98 A utilização de hidróxido de amônio na Usina teve início em 12/11/98, por meio de bombas dosadoras injetando continuamente uma solução bastante diluída, 0,5 litros de hidróxido em 200 litros de água, diretamente na sucção das bombas de extração de condensado das Turbinas N 1 e N 3. A dosagem da amônia era controlada de maneira que o ph, tanto na alimentação como no condensado, permanecesse na faixa de 8,8 a 9, Fixação dos parâmetros de controle da água de alimentação e da caldeira. Decidimos, nesta altura dos acontecimentos, adotar definitivamente o tratamento de água de caldeira denominado alcalino (1). Este tratamento consiste em utilizar, para a água de alimentação, o tratamento volátil ou seja, hidrazina como seqüestrante de oxigênio e hidróxido de amônio para o controle do ph; na caldeira, o controle do ph é feito com a adição de uma solução bastante diluída de soda caustica, por meio de uma bomba dosadora. Os parâmetros de controle adotados, tanto para a água de alimentação como para o condensado, encontram-se discriminados abaixo (2) : ph - 8,8 a 9,1 Oxigênio dissolvido < 0,007 mg/l O 2 Teor de hidrazina - 0,050 a 0,100 mg/l N 2 H 4 Ferro total 0,030 mg/l Fe Cobre total 20 µg/l Cu No caso da água da caldeira os parâmetros adotados são os seguintes: ph - 9,6 a 10,0 Condutividade 300 µs/cm Sílica 20 mg/l SiO 2 Cloretos 8 mg/l Cl Acompanhamento no circuito de condensado Os valores obtidos durante o acompanhamento realizado no circuito de condensado encontram-se registrados na Tabela Acompanhamento no circuito de alimentação Os valores obtidos durante o acompanhamento realizado no circuito de alimentação encontram-se registrados na Tabela 7 (3). Analisando os dados registrados nas Tabela 6 e 7, podemos constatar que, após a utilização da amônia, houve uma redução acentuada nos teores de ferro, tanto no condensado como na água de alimentação, atingindo a recomendação de um valor máximo de 0,030 mg/l Fe. Queremos destacar também que os valores obtidos nas análises do cobre, em ambos os circuitos, ficaram praticamente em 0,0 µg/l Cu e portanto, bem abaixo do máximo recomendado de 20 µg/l Cu. Acreditamos que nossa tarefa, a partir de ponto, será a de manter o tratamento atual e ao mesmo tempo, acompanhar os resultados de ferro e cobre nos circuitos de condensado e água de alimentação, garantindo assim a manutenção dos limites recomendados.

5 3.CONCLUSÕES Pelos procedimentos adotados e os resultados obtidos nas quatro etapas deste trabalho, podemos estabelecer as seguintes conclusões: 3.1.A adição de qualquer sal, diretamente na água de alimentação da caldeira, em unidades termelétricas que utilizam este fluido diretamente no dessuperaquecedor de vapor nunca deve ser utilizada. A recomendação, nestes casos, é para o emprego de produtos químicos voláteis que não ocasionam resíduos nas turbinas. 3.2.A evolução dos teores de ferro na água de alimentação das caldeiras indica, claramente, a eficácia no tratamento químico empregado no ciclo térmico da Usina, conforme mostra a Figura Assim como o ferro, também a evolução dos teores de cobre retrata bem a eficácia do tratamento, conforme mostra a Figura 2. 4.AGRADECIMENTOS Nossos agradecimentos à Carbonífera do Cambuí Ltda. por nos ter criado condições para o desenvolvimento deste trabalho, assim como, aos Analistas de Laboratório, Aparecido Vigilato da Paixão, João Batista Alves Pereira e Pedro Luiz Pinho, os responsáveis diretos pelos resultados obtidos. 5.REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS (1) NETO, René Barreto. A Água em Caldeiras de Alta Pressão; a experiência da Usina Termoelétrica Piratininga. In: Congresso Anual de Celulose e Papel, 31º, São Paulo, Associação Brasileira Técnica de Celulose e Papel, (2) THE AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS. Consensus on Operating Practices for the Control of Feedwater and Boiler Water Chemistry in Modern Industrial Boilers. New York, (3) NEVES, A.S.B., NETO, René Barreto. Monitoramento Contínuo da Corrosão em Sistemas de Condensado e Água de Alimentação de Caldeira. In: Congresso Anual de Celulose e Papel, 29º, São Paulo, Associação Brasileira Técnica de Celulose e Papel, 1996.

6 Tabela 1 - Análises do Condensado da Turbina Nº1 Data ph Condutiv.(µS/cm) 07/01/97 8,4 1,0 17/01/97 9,0 1,0 30/01/97 8,3 1,6 21/02/97 8,3 1,4 01/03/97 8,2 1,0 17/03/97 7,0 1,5 25/03/97 7,2 1,5 24/04/97 8,5 2,7 30/04/97 7,5 3,0 08/05/97 7,9 1,0 15/05/97 7,8 1,0 21/05/97 7,8 0,7 29/05/97 7,6 0,4 07/06/97 8,2 0,8 Tabela 2 - Novas Análises do Condensado da Turbina Nº1 20/06/97 6,0 1, /06/97 7,0 0, /07/97 6,2 1, /07/97 6,1 1, /07/97 6,2 1,0 0,122 39,7 09/08/97 6,0 1,0 0,045 23,5 12/08/97 6,8 0,9 0,025 5,1 20/11/97 6,7 1,2 0,081 50,2 05/12/97 6,6 1,1 0,047 17,2 Tabela 3 - Análises da Água de Alimentação das Caldeiras 16/07/97 7,4 18,0 0,274 9,6 25/07/97 7,0 2,5 0,321 5,8 09/08/97 7,6 19,4 0,272 11,9 20/08/97 8,4 45,5 0,125 0,0 14/12/97 7,7 44,7 0,155 2,0

7 Tabela 4 - Acompanhamento do Condensado 11/05/98 8,1 4,9 0,066 1,7 26/05/98 7,1 1,6 0,028 3,4 29/07/98 7,4 1,2 0,094 0,5 12/08/98 8,1 1,6 0,047 0,0 24/08/98 7,9 4,9 0,052 1,2 07/09/98 7,1 1,4 0,066 0,0 22/09/98 8,1 3,9 0,052 0,0 26/10/98 7,5 3,8 0,106 0,0 Tabela 5 - Acompanhamento da Água de Alimentação das Caldeiras 11/05/98 8,5 10,3 0,201 0,0 26/05/98 7,5 4,9 0,092 1,3 28/07/98 9,3 10,8 0,212 0,0 11/08/98 7,1 2,3 0,116 0,1 20/08/98 8,6 8,5 0,229 0,0 08/09/98 8,3 1,5 0,111 0,0 21/09/98 8,9 6,4 0,143 0,0 05/10/98 8,6 6,4 0,183 0,0 19/10/98 8,6 4,2 0,195 1,0

8 Tabela 6 - Acompanhamento do Condensado 01/12/98 8,2 5,6 0,092 0,0 04/01/99 9,2 9,6 0,067 0,0 17/01/99 8,8 3,3 0,068 0,9 01/02/99 8,8 4,8 0,047 0,0 01/02/99 8,8 4,8 0,034 0,1 17/02/99 8,4 2,8 0,018 0,0 21/03/99 8,1 3,0 0,014 0,0 03/04/99 8,4 3,0 0,016 0,0 17/04/99 8,9 5,0 0,089 0,0 04/05/99 8,0 3,0 0,006 0,3 04/05/99 8,4 3,0 0,024 0,0 Tabela 7 - Acompanhamento da Água de Alimentação das Caldeiras 30/11/98 9,1 7,2 0,098 0,0 14/12/98 9,0 4,6 0,073 0,0 03/01/99 9,3 8,0 0,114 0,0 14/01/99 8,8 3,2 0,074 0,0 31/01/99 9,0 7,2 0,048 0,0 17/02/99 8,5 2,0 0,070 0,0 18/02/99 8,3 4,4 0,013 0,0 21/03/99 9,1 3,0 0,043 0,0 04/04/99 8,6 3,0 0,026 0,0 01/05/99 8,8 5,0 0,028 0,0 04/05/99 8,8 5,0 0,036 0,0 23/05/99 8,9 4,6 0,022 0,0

9 Figura 1- Evolução dos Teores de Ferro na Água de Alimentação das Caldeiras Teores de Ferro na Água de Alimentação mg/l 0,350 0,325 0,300 0,275 0,250 0,225 0,200 0,175 0,150 0,125 0,100 0,075 0,050 0,025 0,000 jul/1997 ago set dez jan/1998 fev mar abr mai nov dez jan/1999 fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Figura 2 Evolução dos Teores de Cobre no Condensado Teores de Cobre no Condensado ug/l /07/1997 ago/97 nov/97 dez/97 11/05/1998 mai/98 jul/98 ago/98 set/98 out/98 out/98 dez/98 04/01/1999 fev/99 mar/99