Informacion de Calderas

1. FALLAS TÍPICAS EN OPERACIÓN DE CALDERAS
Por: Gonzalo Rodríguez Guerrero
Bogotá, julio 26, 27, 28 y 29 de 2006
ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE INGENIEROS
ELECTRICISTAS, MECÁNICOS Y AFINES

2. BUENAS PRÁCTICAS PARA EL MANEJO DE UNA
CALDERA ACUATUBULAR
BUENAS PRÁCTICAS PARA EL MANEJO DE UNA
CALDERA ACUATUBULAR
CRITERIOS OPERACIONALES PARA
UNA CALDERA ACUATUBULAR
CRITERIOS OPERACIONALES PARA
UNA CALDERA ACUATUBULAR

3. DIAGNÓSTICO DE FALLAS TIPICAS DE LA CALDERA
A. Diagnóstico de fallas por factores claves en los tubos
B. Falla del quemador al encendido
1. No hay ignición
2. No hay llama principal, pero si del piloto
3. Llama baja (Bajo fuego) en el quemador
4. Ocurre parada durante el encendido
C. Diagnóstico por fallas operacionales
A. Diagnóstico de fallas por factores claves en los tubos
B. Falla del quemador al encendido
1. No hay ignición
2. No hay llama principal, pero si del piloto
3. Llama baja (Bajo fuego) en el quemador
4. Ocurre parada durante el encendido
C. Diagnóstico por fallas operacionales

4. A. DIAGNÓSTICO DE FACTORES
CRÍTICO DE FALLAS EN LOS TUBOS
NACE/07-2002
Results of the study show that the total annual estimated direct cost of corrosion
in the U.S. is a staggering $276 billion—approximately 3.1% of the nation’s Gross
Domestic Product (GDP). It reveals that, although corrosion management has im-
proved over the past several decades, the U.S. must find more and better ways to
encourage, support, and implement optimal corrosion control practices.
276 BILLONES US = $ 276,000 x US 1,000,000 X $/US 2,700 = $ Col. 7.45 x 1014
PIB COLOMBIA: 90,000 MILLONES US, RATIO: 276,000/90,000 = 3

5. A. DIAGNÓSTICO DE FACTORES
CLAVES DE FALLAS EN LOS TUBOS
CAUSA
BÁSICA
CONDICIONES
TÉRMICAS
Flujo de calor,
Temperatura
CONDICIONES
QUÍMICAS
Contaminantes,
pH, OD
LOCALIZACIÓN
DE LA FALLA
Soldadura, Codo,
Cuerpo del tubo
MATERIAL
CS, SS, ALEACIÓN
TIPODEFALLA
PINHOLE,CRACK,
BURST,OTROS

6. DIAGNÓSTICO DE FACTORES
CLAVES DE FALLAS EN LOS TUBOS
Las consideraciones del ambiente de operación y la historia, ayu-
dan a descubrir la causa raíz.
Todas las causas pueden ser evaluadas sin remover muestras del
tubo para análisis ya sea químico o metalúrgico. La confirmación
de la causa raíz, a menudo no es posible, sin un análisis detallado
del material fallado.
Podría incluirse para el diagnóstico de la falla del tubo, el análisis
químico del tubo y de los productos de la corrosión o depósitos,
inspección microscópica (óptica y electrónica) del área fallada u
otras pruebas (réplicas).

7. DIAGNÓSTICO DE FACTORES
CLAVES DE FALLAS EN LOS TUBOS
PRIMER PASO: LA LOCALIZACIÓN DE LA FALLA PUEDE CLASIFICARSE COMO:
Soldadura: Ya sea tubo a tubo, tubo a cabezal o costura de la soldadura en el tubo
• Codo: Un codo en el cuerpo del tubo, usualmente a 30° - 45° o codo a 180°
• Cuerpo: En la parte recta del tubo, o en la aleta del mismo o desnudo
SEGUNDO PASO: UNA VEZ LOCALIZADA LA FALLA, UNA INSPECCIÓN VISUAL,
DETERMINARÁ EL TIPO DE FALLA
TIPICAMENTE SE CLASIFICA COMO:
• PINHOLE (Orificios minúsculos)
• CRACK (Grietas líneales que pueden presentar aberturas amplias)
• BURST (Reventón, estallido: grieta de área amplia por corrosión o desgaste)
• CREEP (Deformación progresiva por alta temperatura)
• STREES CORROSION CRACKING (Falla de rotura por corrosión)
• OVERHEATING (Sobrecarga de calor)
• CORROSION (Daño por pérdida de maerial)
• DESGASTE (Uso inadecuado)
• OTROS (Corrosión por hidrógeno, caustico,..)

8. DIAGNÓSTICO DE FACTORES
CLAVES DE FALLAS EN LOS TUBOS
TERCER PASO: CON LOS DATOS DE DISEÑO, SE VERIFICA EL MATERIAL DEL TUBO PARA
CONFIRMAR, LUEGO DE UNA PRUEBA, EL MATERIAL CORRECTO A UTILIZAR.
CUARTO PASO: CLASIFICANDO EL AMBIENTE DE OPERACIÓN DEL TUBO Y SU LOCALIZACIÓN
AYUDARÁ AL DIAGNÓSTICO. ESTOS FACTORES SON:
• Condiciones térmicas: La temperatura y el flujo de calor sobre el tubo al momento de la falla
y durante la vida de la planta. Los cambios de temperatura durante los transitorios.
• Factores químicos: El potencial de hidrogeno del agua y el condensado, el oxigeno disuelto, los
contaminantes químicos, los químicos del tratamiento del agua, los contaminantes en los gases
de salida y otros.
• Factores mecánicos: La velocidad del flujo de agua/vapor/gases de salida, presiones, vibraciones

9. DIAGNÓSTICO DE FACTORES
CLAVES DE FALLAS EN LOS TUBOS
Las consideraciones del ambiente de operación y la historia, ayu-
dan a descubrir la causa raíz.
Todas las causas pueden evaluarse sin remover muestras para
análisisdel tubo (químico o metalúrgico). La confirmación de la
causa base, a menudo no es posible, sin un análisis detallado del
material fallado
Para el diagnóstico de la falla
• Análisis químico del tubo y productos de la corrosión o depósitos
• La inspección microscópica (óptica y electrónica) del área fallada
RESUMEN - RECURSOS

10. PROCESO DE DIAGNÓSTICO DE UN TUBO
CARTA DE DIAGNOSTICO PRINCIPAL
> 700°F,
370°C
PARA TUBOS DE HP, SH Y RH
CRACK
LEAK
BURST
CARTA DE DIAGNOSTICO SECUNDARIO
HOJA A
HOJA B
HOJA C
En codo o
tubo recto
BURST IN HP, SP Y RP TUBES
> 1050°F
< 1050°F
CREEP
WELD
DEFECT
SUMARIODE
CAUSASDEFALLAS
Weld Defect
Este mecanismo de falla ocurre en los siguientes sitios:
• HP SUPERHEATERS
• HP EVAPORATORS
• HP ECONOMIZERS
• HP .............
Location
Apariencia de la falla
El mecanismo de falla muestra la siguiente apariencia:
1. Pequeñas superficies de grietas
2. Superficies de soldadura irregular
3. Excesiva burda soldadura, falta de fusión
4. Superfcie corroida en la soldadura
CRACK: Grieta, rajadura
LEAK: Escapes, fugas
Burst: Reventón, estallido
CREEP: Deformación progresiva
por alta temperatura
OTRO HOJA N
Sigue

11. Temperatura de inicio del Creep
• Carbon steel.................................................................800oF
• Carbon + 1/2 Molybdenum...........................................850oF
• 1-1/4 Chromium-1/2 Molybdenum................................950oF
• 2-1/4 Chromium-1 Molybdenum................................1,000oF
• Stainless steel............................................................1,050oF
Creep (ocurre bajo carga a altas temperaturas). Las calderas, las
turbinas de gas y hornos, son algunos de los sistemas que tienen
componentes que experimentan creep.
Entender el comportamiento de los materiales a altas temperaturas,
es un beneficio en la evaluación de fallas en esos tipos de sistemas.

12. PROCESO DE DIAGNÓSTICO DE UN TUBO
DIAGNÓSTICO DE
FALLA DE TUBOS EN
SOBRECALENTADORES
TEMPERATURA
> 700°F (370°C)
TEMPERATURA
< 700°F (370°C)
CRACK
PINHOLE
BURST
CRACK
PINHOLE
BURST
HOJA A
HOJA B
HOJA C
HOJA D
HOJA E
HOJA F

13. PROCESO DE DIAGNÓSTICO DE UN TUBO
DIAGNÓSTICO DE
FALLA EN TUBOS
DE CALDERAS
TEMPERATURA
> 450°F (230°C)
TEMPERATURA
< 450°F (230°C)
CRACK
PINHOLE
BURST
CRACK
PINHOLE
BURST
HOJA G
HOJA H
HOJA I
HOJA J
HOJA K
HOJA L

14. PROCESO DE DIAGNÓSTICO DE UN TUBO
DIAGNÓSTICO DE
FALLA EN TUBOS
DE PRECALENTADORES
FW
CRACK
PINHOLE
BURST
HOJA P
HOJA Q
HOJA O

15. HOJA Q. TUBO EN MEDIA CAÑA, MOSTRANDO ATAQUE CAÚSTICO POR ALTO pH
La corrosión caústica es el resultado de la evaporación concentrando las sales en la
superficie del metal. Esto disuelve la capa de magnetita (Fe3O4)
(Steam blanketing), ayuda a este fenómeno de corrosión (gouges).

16. HOJA O. CORROSIÓN EN TUBO DE AGUA DE ALIMENTACIÓN ATACADO POR OXIGENO
Sin adecuada desaireación ya sea mecánica o química, la corrosión por oxigeno esta
presente. El picado es mas visible en:
• En los huecos de distribución de los tubos de alimentación
• En la línea de agua dentro del tambor de vapor
• En los tubos bajantes (downcomer)

17. PICADO POR OXIGENO
• LA MAYOR VULNERABILIDAD AL PICADO, CUANDO ESTÁ FUERA DE SERVICIO
(MÉTODOS HÚMEDO Y SECO)
• CUANDO ESTÁ EN OPERACIÓN, EL PICADO OCURRE ESPECIALMENTE EN LOS
SISTEMAS DE CALENTAMIENTO DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN (CALENTADORES,
ECONOMIZADORES), PUES ES ALLÍ DONDE EL AGUA PRIMERO SE CALIENTA POR
ENCIMA DE LA TEMPERATURA DEL DESAIREADOR.
EL MEJOR MÉTODO DE CONTROL DEL PICADO, ES OPERAR EL DESAIREADOR APRO-
PIADAMENTE Y CON SUFICIENTE SECUESTRANTE DE OXIGENO.
EL PICADO VIEJO O ACTIVO DEBE DIFERENCIARSE. EL ACTIVO MUESTRA LA PARTE
AFECTADA DE COLOR ROJO -CAFÉ Y CUANDO SE REMUEVE, SE NOTA UN COLOR DE
HIERRO NEGRO DENTRO DEL PICADO.

18. TUBO DEL ECONOMIZADOR SEVERAMENTE AFECTADO POR OXÍGENO
Los mas severos daños por oxígeno ocurrren en la entrada al economizador y especialmente
en las costuras de soldaduras. Es absolutamente necesario disponer del desaireador para el
control de este fenómeno. La aplicación de un secuestrante de oxígeno de acción rápida, tal
como el sulfito de sodio catalizado, ayuda a proteger esta parte vital del sistema de vapor.
5 10 15 20 25 30 35 40 45
% O2
removido
20
40
60
80
100
Minutos
Sulfito de sodio
Sulfito de sodio
catalizado

19. SOBRECALENTAMIENTO DE CORTO TIEMPO
• EL TUBO FALLADO PRESENTA ALABEADO DELGADO.
• OCURRE CUANDO SE INTERRUMPE LA CIRCULACIÓN DEL AGUA DENTRO DEL
TUBO Y LOS GASES SOBRECALIENTAN RÁPIDAMENTE EL METAL A UN PUNTO
DONDE COMIENZA SU PLASTICIDAD, ORIGINANDO FUERTE DEBILITAMIENTO.
LAS CAUSAS TÍPICAS SE DEBEN A:
• PROBLEMAS DE SOBRECALENTAMIENTO POR MALA CIRCULACIÓN DE AGUA.
• CAMBIOS REPENTINOS DE CARGA CON BAJO NIVEL DE AGUA.
• BLOQUEO DE UN TUBO POR DEPÓSITOS
SOBRECALENTAMIENTO DE LARGO TIEMPO
• PRESENTA FALLA DE LABIO GRUESO EN EL TUBO.
• PUEDE RESULTAR POR FUERTES DEPÓSITOS, GOLPE DE LLAMA, RESTRIC-
CIONES DE FLUJO, AGUA MAL TRATADA O PATRONES ANORMALES DE CIR-
CULACIÓN DE GASES .

20. Falla debido a sobrecalentamiento y flujo plástico (comúnmente asociado con depositos)
el análisis confirmó el sobrecalentamiento por corto plazo.
Cuando el calentamiento es causado por una rápida elevación en la temperatura del metal
hasta 1,600°F, se alcanzan las condiciones de plasticidad y ocurre una violenta rotura.
Generalmente ocurre por pérdida de nivel de agua, o depósitos que obstruyen el flujo, o
un rápido incrementó de carga en la arrancada de la caldera.
TUBO FALLADO (BURST) DE LABIO DELGADO CAUSADO POR SOBRECALENTAMIENTO

21. TUBO INCRUSTADO CON DEPÓSITOS, CAUSA SOBRECALENTAMIENTO DE LARGO PLAZO
Este tipo de falla es asociado con depósitos en las tuberías lo que causa un sobrecalentamiento
en el largo plazo. Es indicación grave de la anormalidad del tratamiento químico del agua en la
caldera, lo cual requiere inmediatas medidas de corrección. En la foto se observan las ampollas
en dos zonas del mismo tubo.

22. ESTRATIFICACIÓN DE FLUJO DE VAPOR Y AGUA- EVAPORACIÓN A RESEQUEDAD
(STEAM BLANKETING)
Ocurre en zonas de entrada de bajo calor de la caldera. Cuando por cualquier razón, la velocidad
del flujo no es suficiente para mantener turbulencia o mezcla completa de agua y vapor, ocurre
la evaporación a resequedad. Durante el paso a través de los tubos, especialmente en aquellos
declinados o con pendientes. El tubo mostrado se encuentra lejos de la zona radiante y la circu-
lación positiva es baja.
Transmisión del calor en la pared de
un tubo de una caldera
Película fílmica
del gas de combustión
Pared del tubo
Espesor de
incrustación
Película fílmica
del vapor

23. TUBO CON ATAQUE ÁCIDO
Esta falla está asociada con un adelgazamiento general de toda la superficie, como se muestra
en la foto media caña del tubo. El estado de la superficie es suave. En algunas circunstancias
se han encontrado, bafles, tornillos, tuercas y otras áreas "estresadas" por este fenómeno, daña
das y destruidas. Una limpieza química mal realizada, puede mostrar este estado generalizado.

24. ATAQUE POR HIDRÓGENO O FRAGILIDAD
Este fenómeno se encontró a partir de 1960, cuando se incrementaron las presiones de caldera y
se presenta especialmente en presiones desde 1,500 psig. En estos sistemas la alkalinidad es
mucho mas baja que en las calderas de baja presión y los programas de tratamiento químico que
maneja son muy susceptibles a afectarse por contaminantes que bajan la alcalinidad y el pH, dan-
do lugar a ataque ácido sobre el acero que produce hidrógeno. El hidrógeno en depósitos penetra
al acero y reacciona con el carbón para formar metano. La rotura es violenta y repentina con daños
desastrosos.

25. TUBO INCRUSTADO CON DEPÓSITOS, CAUSA SOBRECALENTAMIENTO DE LARGO PLAZO
Este tipo de falla es asociado con depósitos en las tuberías lo que causa un sobrecalentamiento
de largo plazo. Es una grave indicación de la anormalidad del tratamiento químico del agua en
la caldera, el cual requiere inmediatas medidas de corrección.
Los depósitos magnéticos
en el punto de falla, indican
oxidación del metal del tubo.
Si la temperatura de opera-
ción del tubo excede los valo-
res de diseño, el vapor con el
acero entran en reacción di-
recta para formar óxido de
hierro con desprendimiento
de hidrógeno.
• Excesivo calor
• Reducción de flujo de vapor
(arrancada y apagada)
DEPÓSITOS DE
ÓXIDO MAGNÉTICO

26. DIAGNÓSTICO DE CORROSIÓN
Depositación y corrosión bajo depósito en undomo de vapor
de una caldera acuatubular. Se ven las líneas de agua de a-
limentación y la de la purga contínua en la parte baja.
Se muestra las áreas negras de corrosión por ataque de o-
xigeno ocurrida por la disponibilidad de la calera en ambien-
te húmedo de esta caldera pirotubular.

27. DIAGNÓSTICO DE DEPÓSITOS
Tubos bajantes desde el tambor de vapor con depósitos de-
bido a una pobre operación del control del agua en un inter-
cambiador iónico de una caldera acuatubular.
Tubos bajantes desde el tambor de lodos mostrando los
depósitos de calcio por la operación deficiente de un sua-
vizador de zeolita por operar mas allá del control de tiempo
del intercambiador.

28. DIAGNÓSTICO DE FACTORES
CLAVES DE FALLAS EN LOS TUBOS
MECANISMOS DE CAUSAS RAICES TÍPICAS
DE FALLA
DETECTOR DE FRAGILIDAD CAÚSTICA
TORNILLO DE AJUSTE
TUBO DE MUESTRA VAPOR AGUA
SOLUCIÓN
CONCENTRADA
PASAJEDEAGUADELA
CALDERAALAMUESTRA
Es un esfuerzo de corrosión, causado por operar
a altas concentraciones de soda en las calderas.
La soda opera sobre la metalurgia intercristalina
del acero del tubo,debilitandolo hasta fallar.
FRAGILIDAD CAUSTICA

29. DIAGNÓSTICO DE FACTORES
CLAVES DE FALLAS EN LOS TUBOS
FALLA POR FRAGILIDAD DE HIDROGENO
SE PRODUCE POR UN ESFUERZO DE TENSIÓN EN UN MATERIAL SUS-
CEPTIBLE Y LA PRESENCIA DE HIDROGENO. ESFUERZOS RESIDUALES
O EXTERNOS APLICADOS SIGNIFICATIVAMENTE MAS BAJOS DEL ES-
FUERZO LÍMITE PUEDEN CAUSAR LA ROTURA, FALLA QUE SE CATALO-
GA COMO CATASTRÓFICA Y OCURRE SIN DEFORMACIÓN DEL COMPO-
NENTE.
MUY POCAS CANTIDADES DE HIDROGENO PUEDEN CAUSAR LA FRAGI-
LIDAD POR HIDRÓGENO EN ACEROS DE ALTOS ESFUERZOS.
LAS CAUSAS COMUNES DE ESTA FRAGILIDAD SON EL PICADO Y LA SOL-
DAURA

30. SOBRECALENTAMIENTO DE CORTO TIEMPO
ESTA FALLA MUESTRA EL TUBO QUEMADO CON ALABEADO FINO. OCURRE CUAN-
DO SE INTERRUMPE LA CIRCULACIÓN DEL AGUA DENTRO DEL TUBO Y LOS GA-
SES SOBRECALIENTAN RAPIDAMENTE EL METAL A UN PUNTO DONDE ESTE CO-
MIENZA SU PLASTICIDAD, CON FUERTE QUEMADA. LAS CAUSAS TÍPICAS SON DE-
BIDAS A PROBLEMAS DE CALENTAMIENTO POR MALA OPERACIÓN DE CIRCULA-
CIÓN DE AGUA. TAMBIÉN CAMBIOS REPENTINOS DE CARGA CON BAJO NIVEL DE
AGUA. UN TUBO BLOQUEADO PUEDE OCURRIR POR DEPÓSITOS
SOBRECALENTAMIENTO DE LARGO TIEMPO
EL TUBO PRESENTA QUEMADURA DE LABIO GRUESO EN EL TUBO. PUEDE RESUL-
TAR POR FUERTES DEPÓSITOS, GOLPE DE LLAMA, RESTRICCIONES DE FLUJO O
AGUA MAL TRATADA O PATRONES DE CIRCULACIÓN DE GASES ANORMALES.

31. FISURA CAÚSTICA
OCURRE CUANDO HAY CONCENTRACIÓN DE SODA BAJO DEPOSITOS POROSOS
EN LOS TUBOS DE LA CALDERA. EL HIERRO AL DEPOSITARSE TIENDE A SER PO-
ROSO. AL EVAPORARSE EL AGUA, LA CONCENTRACIÓN DE SODA SE INCREMEN-
TA DRAMÁTICAMENTE, DISOLVIENDO LA MAGNETITA DEL METAL DEL TUBO. ADI-
CIONAL, SE NOTA UNA SUSTANCIA BLANCA DELIMITANDO LOS BORDES DEL DE-
PÓSITO (CARBONATO DE SODIO).
LOS MAS PREVALENTES SON LOS ANTERIORES, ADEMÁS QUE EXISTEN OTROS
COMO FRAGILIDAD CAÚSTICA Y POR HIDRÓGENO, EL SCC Y EL BLOQUEO DE VA-
POR (BLANQUETING).
CARACTERIZACIÓN DE LA FALLA
SI ALGUNA DE LAS FALLAS DE SU EQUIPO NO SE AJUSTAN A ESTOS, CONTACTE
EL EXPERTO ASESOR PARA SU CARACTERIZACIÓN, CAUSA Y REMEDIO.
LAS MUESTRAS SON MUY IMPORTANTES PARA EL ESTUDIO POR LABORATORIOS
ESPECIALIZADOS.

32. Stress corrosion cracking (ROTURA POR ES-
FUERZO DE CORROSIÓN), es un mecanis-
mo de falla, causado por un ambiente hostil,
sobre un material susceptible y un esfuerzo de
tensión.
La temperature es un factor ambiental signifi-
cativo que afecta y acelera la falla.
Métodos de prevención:
• Apropiada selección del material
• Remoción de los químicosque promue-
ven.
• Cambiar el proceso o diseño para reducir
los esfuerzos de tensión

33. El picado es una forma localizada de ataque
corrosivo. La corrosion por picado es tipifica-
por la formación de huecos o picado sobre la
superficie del metal. El picado puede causar
falla debido a la perforación.
La corrosion total, se mide por pérdida de
peso, mientras que para el picado, esta pue-
de ser minima.
La rata de penetración puede ser de 10 a
100 veces mayor que la corrosion generali-
zada.
El desgaste se define como el daño de la super-
ficie sólida causada por la remoción o desplaza-
miento de material por la acción mecánica de
Un contacto sólido, liquido o gaseoso.
DESGASTE
PICADO
DIRECCIÓN DE FLUJO

34. Cuando los esfuerzos de tensión se aplican a un componente fragilizado
por hidrógeno, este puede fallar prematuramente.
Las fallas de fragilidad por hidrógeno son frecuentemente inesperados y
algunas veces catastróficos.
FRAGILIDAD POR HIDRÓGENO

35. LA CORROSIÓN ES UN PROCESO NATURAL Y NORMAL QUE RARA VEZ ES TOTALMENTE
PREVENIDO, PERO PUEDE SER MINIMIZADO O CONTROLADO YA SEA CON LA ESCOGEN-
CIA DEL MATERIAL APROPIADO, EL DISEÑO, LOS RECUBRIMIENTOS DE PROTECCIÓN Y
OCASIONALMENTE POR EL CAMBIO DE LAS CONDICIONES AMBIENTALES.
CORROSIÓN
LA CORROSIÓN ES UN DAÑO QUIMICAMENTE INDUCIDO A UN MATERIAL DETERIORANDO
SUS PROPIEDADES Y DANDO COMO RESULTADO, UNA FALLA DEL COMPONENTE. EN EL
ANÁLISIS DE LA FALLA SE DEBE CONSIDERAR:
• TIPO DE CORROSIÓN
• RATA DE CORROSIÓN
• EXTENSIÓN DE LA FALLA
• INTERACCIÓN ENTRE LA CORROSIÓN Y OTROS MECANISMOS DE FALLA

36. TUBO CON ATAQUE POR STREES CORROSION CRACKING
Combinación de strees y corrosíon. Se inicia por inapropiada limpieza química y altos
niveles de oxígeno disuelto, salidas de control de pH del agua de caldera, altos niveles
de cloruros, presencia de hidróxidos libres. El strees puede ser causado por incursiones
de temperatura a esfuerzos residuales, causados por arranques o apagadas rápidas que
agravan la situación. Se presentan en soldaduras, áreas relativamente frías y soportes.

37. La tuerca hexagonal tipo A 316 en acero ino-
xidable se fracturó en dos mitades producien-
do escape. La fractura fue quebradiza con rotu-
ras secundarias adyacentes.
El examen metalográfico indicó que la rotura
fue transgranular, multiple y ramificada, ca-
racterística de stress-corrosion cracking en
aceros inoxidables austeníticos.
Stress corrosion cracking SCC, es un fenóme-
no de rotura dependiente del tiempo, que o-
curre a materiales susceptibles bajo la acción
combinada de un esfuerzo de tensión y un am-
biente agresivo.
La serie 300 de aceros inoxidables austeníti-
cos, son altamente susceptibles a SCC induci-
dos por cloruros.
ROTURA POR ESFUERZO DE CORROSIÓN

38. FALLA POR FATIGA
LA FATIGA DE UN METAL ES CAUSADO POR CICLOS REPETIDOS DE LA CARGA. ESTE
ES UN DAÑO LOCALIZADO PROGRESIVO DEBIDO A LA FLUCTUACIÓN DE ESFUERZOS
Y TENSIONES SOBRE EL MATERIAL.
EL PROCESO DE FATIGA CONSTA DE TRES ETAPAS:
• INICIO DE LA GRIETA
• CRECIMIENTO PROGRESIVO DE LA GRIETA A TRAVÉS DE LA ZONA
• FRACTURA REPENTINA FINAL DE LA SECCIÓN TRANSVERSAL RESTANTE

39. En la prueba hidrostática antes del re-arranque se encontró escape en un tubo de pantalla
del sobrecalentador. La fuga por una rotura de varias pulgadas en la soldadura del extremo
de una barra espaciadora. El tubo de 2" Ø y 0.203" de espesor, era de material ASME SA-
178, Grade A.
El espaciador estaba pegado al tubo con un relleno de soldadura. El perfil de esta, era desi-
gual y tenía una muesca puntuda entre la base del espaciador y la soldadura. La fisura se i-
nició en este punto y se propagó por varias pulgadas a lo largo de la barra. No había ningún
tipo de corrosión ni externa o interna. La fisura estaba cubierta con oxidos, numerosas y
finas estrias característico de una ROTURA POR FATIGA
ROTURA POR FATIGA

40. Rotura por fatiga, se inicio en la base de una soldadura y se
propagó progresivamente a través del espesor de la pared,
antes de abrirse la fisura que causó la fuga. La rotura fue pri-
mero transgranular, con algunos ramales limitados. No hubo
evidencia de sobrecalentamiento del tubo u otra anormalidad.
FALLA POR FATIGA AL MICROSCOPIO

41. En la inspección anual de una caldera de recobro de licor negro, uno de los tubos de la pared
pantalla se encontró con un pandeo y roturas transversales sobre la superficie externa. La
detección temprana y cambio, evitó la fuga de agua en el lecho fundente del horno (licor ne-
gro).
Tubos soldados de 2 1/2" Ø por 0.145" espesor y acero de bajo carbón ASME SA-226.
El tubo afectado ubicado en la parte baja horizontal de la platina de tubos y 1° en la línea del
paso de gases. Mostraba fisuras trasversas espaciadas en una banda de 10" en la zona del
pandeo.
La superficie del tubo no estaba afectado por ninguna corrosión (pitting o generalizada).
En el pandeo, el espesor del tubo había reducido hasta 0.100". Los depositos lado agua en
la zona del pandeo, era 4 veces mayor que en otras áreas del tubo o en tubos adyacentes.

42. El exámen microestructural en varias secciones transverssales del tubo indicó sobrecalentamiento en el
pandeo. Las fisuras transversales, estaban cubiertas con óxido, caracteristico de rotura por fatiga termica.
La rotura por fatiga térmica, se encontró solo en el pandeo, con una profundidad hasta de 0.040“ (1m.m),
lo cual redujo el espesor de la pared hasta de 0.060". La falla del tubo se atribuyó a sobrecalentamiento del tubo
Esto se debió a un bloqueo parcial del flujo de agua durante la arrancada, posiblemente. El sobrecalenta-
miento del tubo hizo perder capacidad de esfuerzo del tubo, causando el pandeo. Subsiquientes operacio-
nes causaron las grietas transversales por fatiga termica. La naturaleza localizada del pandeo, la rotura
de ese solo tubo y la ausencia de daño en los adyacentes, indicaba que el daño probablemente era un pro-
blema aislado, mas que una condición general de daño ampliado.

43. DIAGNÓSTICO DE FALLAS TÍPICAS
EN COMBUSTIÓN
CUANDO SE UTILIZAN PROGRAMADORES DE ÚLTIMA
TECNOLOGÍA PARA CALDERAS, ESTOS POSEEN SUBSIS-
TEMAS DE AUTODIAGNÓSTICO QUE PRESENTAN UN CÓ-
DIGO DE MENSAJES PARA INDICAR LA FALLA SOBRE UN
DESPLIEGUE ELÉCTRÓNICO
"No descuide su caldera sólo porque esta opera automáticamente
(Don't Neglect Your Boilers only Because They Operate Automatically)
"No descuide su caldera sólo porque esta opera automáticamente
(Don't Neglect Your Boilers only Because They Operate Automatically)

44. B. DIAGNÓSTICO DE FALLAS EN EL QUEMADOR
A. Falla del piloto de ignición al encendido
B. No hay llama principal al encendido, pero si del piloto
C. Recalentamiento de la lámina externa del quemador
D. Retroceso de llama del quemador principal
E. Apagada reiterativa del quemador de fuel oil
F. Quemador de gas con apagada contínua
G. No enciende el quemador de fuel oil
A. Falla del piloto de ignición al encendido
B. No hay llama principal al encendido, pero si del piloto
C. Recalentamiento de la lámina externa del quemador
D. Retroceso de llama del quemador principal
E. Apagada reiterativa del quemador de fuel oil
F. Quemador de gas con apagada contínua
G. No enciende el quemador de fuel oil

45. ELÉCTRICAMENTE, PUEDE SER POR FALTA DE VOLTAJE EN LOS TERMINALES DE
ENTRADA DEL PROGRAMADOR
a) Interruptor principal, abierto
b) Fusible del circuito de control, abierto, flojo o quemado
c) Conexión eléctrica, floja o sulfatada en acometidas hacia el transformador de ignición o
hacia la solenoide de gas piloto.
d) Válvula de gas piloto fallada
e) Distancia mínima de “tierra” en los electrodos de encendido
f) Rotura de alguna porcelana en la línea eléctrica hacia el tubo de ignición o desenfoque
g) Falla de la fotocelda o cableado anormal - amplificador con falla
OTRAS CAUSAS MECÁNICAS
h) Baja presión de gas de ignición - Desajuste del regulador de presión de gas piloto
i) Bloqueo del límite de “baja presión de gas”- Falla del dispositivo de corte
j) Alta presión de aire de combustión en la zona del quemador-Registros muy abiertos
k) Taponamiento de línea de gas de pilotos
l) Falta de aire de combustión del piloto (manguera de aire rota o válvula cerrada)
A. Falla del piloto de ignición al encendidoA. Falla del piloto de ignición al encendido

46. B. No hay llama principal al encendido (gas), pero si del pilotoB. No hay llama principal al encendido (gas), pero si del piloto
a) Falla del sistema eléctrico de comando de la estación de control-Selector de gas
b) Falla de la relación aire combustible
c) Alta presión en la cámara de aire (wind box)-Desajuste de los registros de aire
d) Baja presión de gas del quemador (Desajuste de la válvula de flujo mínimo)
e) Falla de la válvula de control de flujo mínimo - Desajuste del recorrido de abertura
f) Falla de la válvula de bloqueo manual-Falla cerrada
g) Bloqueos eléctricos del quemador (micro-interruptores de alta o baja presión de gas)
h) Falla de la fotocelda del quemador por sobrecalentamiento-aire de enfriamiento
B. No hay llama principal al encendido (fuel oil), pero si del pilotoB. No hay llama principal al encendido (fuel oil), pero si del piloto
a) Falla del sistema eléctrico de comando de la estación de control-Selector de fuel oil
b) Falla de la relación aire combustible o aire secundario de posicionamiento
c) Alta presión en la cámara de aire (wind box)-Desajuste de los registros de aire
d) Baja presión de fuel oil del quemador (Desajuste válvula de aceite de recirculación-cavitación)
e) Falla de la válvula de control de flujo de aceite - Desajuste del recorrido de abertura
f) Falla de la válvula de bloqueo manual-Falla cerrada
g) Bloqueo eléctrico del quemador (micro-interruptores de alta temperatura de fuel oil)
h) Falla de la fotocelda del quemador
i) Insuficiente vapor de atomización
j) Aceite fuel oil no suficientemente caliente (100°C)

47. a) Mal posicionamiento de la pistola de aceite en el quemador
b) Irregular abertura de los registros de aire del quemador
c) Taponamiento de las aberturas sobre el difusor de aire secundario
d) Baja presión de gas en el quemador con desajuste del corte de bajo gas
e) Desajuste de los aires de enfriamiento tanto en el sistema del piloto como en el sistema
de fuel oil
f) Mal montado el quemador de gas
g) Falla del quemador de gas por escape en la zona de la caja de aire (wind box)
C. Recalentamiento de la lámina externa del quemadorC. Recalentamiento de la lámina externa del quemador

48. a) Mal posicionamiento de la pistola de aceite en el quemador
b) Taponamiento de las aberturas sobre el difusor de aire secundario
c) Falta de aire primario de combustión
d) Mal mantenidas las boquillas del quemador de fuel oil
e) Taponamientos de las boquillas
f) Aceite con partículas indeseables disueltas
g) Insuficiente cantidad de vapor de atomización
D. Retroceso de llama del quemador de fuel oilD. Retroceso de llama del quemador de fuel oil

49. E. Apagada reiterativa del quemador de fuel oilE. Apagada reiterativa del quemador de fuel oil
a) Mal mantenidas las boquillas del quemador de fuel oil
b) Alta temperatura del fuel oil (> 120°C)
c) Baja presión de vapor de atomización
d) Aceite sucio por fallas de filtración
e) Formación de crecimientos de carbón en la punta de la boquilla
f) Baja capacidad de vapor de atomización
g) Alto contenido de agua en el vapor de atromización - Falla de trampas de vapor
h) Baja temperatura del fuel oil (< de 100°C)
i) Baja relación de la mezcla aire-combustible
j) mal posicionamiento de la fotocelda del quemador

50. F. Quemador de gas con apagada contínua
a) Baja presión de gas de entrada
b) Falla de la válvula de flujo mínimo
c) Baja relación de la mezcla aire-combustible
d) Falla de los dispositivos de seguridad por presión de gas
e) Taponamiento de los orificios de salida del gas
f) Alta presión de aire en la caja de aire de la caldera
g) Irregularidad en la operación del servomotor de aire de combustión
h) Baja velocidad de rotación del aire de combustión por desajuste de registro de aire
i) Entrega irregular de flujo de aire en límites de batería de la caldera
j) Arrastre de líquidos en el gas dentro del quemador

51. G. No enciende el quemador de fuel oilG. No enciende el quemador de fuel oil
a) Baja presión de fuel oil en la pistola de aceite
b) Mal ensambladas las boquillas del quemador de fuel oil
c) Baja presión de vapor de atomización
d) Aceite sucio por fallas de filtración
e) Formación de crecimientos de carbón en la punta de la boquilla
f) Baja capacidad de vapor de atomización
g) Alto contenido de agua en el vapor de atomización - Falla de trampas de vapor
h) Baja temperatura del fuel oil (< de 100°C)
i) Baja relación de la mezcla aire-combustible
j) Desenfoque de la fotocelda del quemador

52. FALLAS EN CALDERAS DE VAPOR
HAY DOS RAZONES COMUNES PARA FALLA DE UNA CALDERA:
• OPERACIÓN EN EL CORTO PLAZO O ERRORES DE MANTENIMIENTO
QUE TIENEN EFECTO INMEDIATO Y RIESGOSO CON CAUSALES DE
UNA FALLA GRAVE.
• OPERACIÓN EN EL LARGO PLAZO O PRÁCTICAS DE MANTENIMIEN-
TO, QUE CON EL TIEMPO CAUSAN UNA CONDICIÓN PARA PRODU-
CIR RESULTADOS CATASTRÓFICOS
CAUSAS COMUNES DE EXPLOSIÓN
• Mezcla rica en combustible, que puede ocurrir en cualquier mo-
mento con insuficiente aire para el combustible que está quemando.
Nunca adicione aire a la combustión con deficit de aire (horno oscuro
por humos). Lo primero es parar la caldera para eliminar la fuente de
calor, purgue y ajuste aire. Una mezcla pobre, implica mas aire del
necesario, ineficiente, pero sin riesgo.
C. Diagnóstico por fallas operacionales

53. • Mala atomización del fuel oil que puede causar acumulación en el
horno y crear una mezcla volátil de combustible no quemado, que
puede producir una explosión. Para prevenir esto, el ensamble del
atomizador debe ser libre de suciedad y las presiones de vapor de
atomización o aire y del combustible, correctamente ajustadas.
• Inapropiada purga que puede dejar una mezcla de combustibles
dentro del horno.Muchas explosiones ocurren durante el intento de
re-encendido luego que ha disparado el quemador por causa de otro
problema. El piloto entonces prende la gran cantidad de gases com-
bustibles no quemados dentro del horno, para producir una explosión.
Puede evitarse esto investigando la causa del disparo y permitiendo
purga del horno, antes de intentar de nuevo el re-encendido.
Antes de re-encender purgue.

54. CAUSAS COMUNES DE BAJO NIVEL DE AGUA
• Falla de la bomba de agua
• Falla de la válvula de control
• Falla de agua y condensado al desaireador
• Falla del controlador de nivel de la caldera
• Operar el controlador de nivel de agua inadvertidamente en "manual"
• Falla de aire de control al actuador de la válvula
• Válvula de seguridad abierta luego de re-asentada
• Cambios grandes y repentinos en la carga de vapor y/o en la rata de
quemado
OPERACIÓN SEGURA DE LA CALDERA Y BUENAS PRÁCTICAS DE
MANTENIMIENTO
Frecuentemente observe la llama del quemador, especial cuando que-
ma fuel oil, para verificar irregularidades en la boquilla y otros proble-
mas de la combustión. Esto puede anticipar fallas.
• Investigue e identifique la causa de cualquier parada del quemador,
antes de intentar el re-encendido.

55. Antes de encender la caldera, siempre purgue el horno totalmente.
• Haga rutinas de mantenimiento, calibración y prueba del sistema de
llama y control de combustión, especialmente los dispositivos de se-
guridad y los transmisores.
• Verifique que el tratamiento de agua esté operando correctamente,
para la calidad requerida (temperatura y presión) de operación.
Nunca use agua sin tratamiento para la caldera.
• Purgue las tuberías "muertas" de la columna de bajo nivel, botella
de agua, etc, para prevenir formación de lodos en ellas, que lleva
a mal funcionamiento del control. Bajo ninguna circunstancia, nunca
desabilite el disparo de bajo nivel.
• Verifique que el agua saliendo del desaireador esté libre de oxigeno,
y que este opere a condiciones apropiadas. Chequee que el tanque
de almacenamiento de agua, esté a la temperatura de saturación, a-
demás, que el venteo de gases a la atmosfera, sea continuo para per-
mitir la descarga de los no condensables.

56. • Continuamente monitoree la calidad de los condensados que vienen
del proceso para que en caso de contaminación por fallo de un equi-
po de proceso, separarlos del desaireador.
• Ajuste la purga continua para mantener la conductividad del agua de
la caldera dentro de los límites requeridos de operación y haga pur-
gas del domo inferior en periodos regulares. No purgue el cabezal de
una pared tubos en un horno mientras la caldera esté operando.
• El lado agua de la caldera, debe inspeccionarse regularmente. Si hay
algún signo de incrustación o formación de sólidos en los tubos, ajus-
te el tratamiento del agua. La caldera podría requerir una limpieza
mecánica o química.
• La vasija del desairedor y los internos deben inspeccionarse regular-
mente para detectar signos de corrosión. Este chequeo es importante
ya que el desaireador puede romperse por corrosión de oxigeno. La
falla catastrófica de un desaireador es una fuente de riesgo comun.