Careers Plant Replaces Weld Overlay in its CFB Boiler
This CFB boiler, built in the mid-1990s, is designed to burn anthracite coal and piles of hazardous waste in Pennsylvania. The plant has experienced severe erosion and metal wear on the tubes due to the operation of these combustors.
For 25 years, the owner used overlapping welding to protect the pipes, applying layers of carbon steel and stainless steel. At each scheduled maintenance stop, they reinforced the same areas, rebuilding the lost thickness.
Particle analysis showed that the bottom ash was composed primarily of aluminum silicate, along with smaller amounts of sodium, magnesium, potassium, titanium, and iron. An iron oxide particle was also present. Silica and alumina, due to their high microhardness, are the main agents of erosion. All the elements detected are common in CFB boiler ash, with one particle containing small traces of sulfur and chlorine.
Representative samples were selected, mounted in epoxy resin, and polished. Scanning electron microscopy (SEM) was then performed, and the performance of the IGS8xxx material was evaluated against carbon steel and stainless steel using a high-temperature erosion tester.
Reduce Maintenance and Improve Unit Reliability
The plant’s primary objective was to eliminate forced shutdowns and leaks in the pipes. Simultaneously, they sought to reduce maintenance costs, as welding is expensive and they wanted a less labor-intensive alternative. They also aimed to increase operating time: operating in six-month cycles, they were evaluating whether they could skip a shutdown and achieve 12 months of operation.
The plant’s new engineers, with experience at other CFB plants where they used thermal spraying, invited Integrated Global Services (IGS) to conduct laboratory tests.
Laboratory Tests
The bottom ash from the caldera was sent to the IGS laboratory in Richmond, USA, for high-temperature erosion testing. Macroscopic images of the bottom ash were obtained upon arrival.
Prueba Instalada en la Caldera
IGS luego instaló una pequeña prueba sobre la superposición para confirmar que el recubrimiento HVTS funcionaría. Dave Simcox, Experto en Mantenimiento de Calderas de IGS, dijo: «La prueba se instaló en la ‘peor área’ dentro de la caldera, la pared lateral estaba deformada hacia donde la pared de agua se inclina dentro del combustor. A medida que la ceniza desciende, algo golpea una rampa.»
Después de la inspección inicial, el recubrimiento no mostró ningún desgaste. IGS pudo demostrar que los materiales son 10 veces más resistentes a la erosión que los materiales de superposición por soldadura que se han utilizado en esta caldera durante los últimos 25 años.
Aplicación SMARTGard HVTS
Posteriormente, IGS fue invitado a proteger un área de 1,000 pies cuadrados. Inicialmente, solo se iba a proteger el combustor inferior, pero debido a una fuga reciente en un tubo del techo, también decidieron cubrir toda el área del techo. El proyecto se terminó antes de lo previsto. «De hecho, dos turnos antes», dijo Dave.
Planificación de Paradas Futuras
Dave dijo: «Hablamos sobre lo que vamos a hacer durante las próximas paradas. Esperan que en los próximos cinco años la mayoría de las áreas realmente problemáticas que les causaban fugas estén protegidas. Y después de eso, comenzaremos a trabajar en reparaciones locales. A corto plazo, revestiremos la caldera para prevenir las fugas que ocurren constantemente. El plan a largo plazo es: la caldera estará completamente protegida y podrán pensar en extender las paradas».
La Instalación Hermana se Beneficiará
El trabajo de laboratorio ha concluido para su instalación hermana. La muestra instalada en su caldera también ha sido inspeccionada después de seis meses de servicio con resultados similares: no hubo desgaste del revestimiento HVTS. La muestra se instaló en un área de alto desgaste donde anteriormente se utilizaba superposición de acero inoxidable. Ahora están en marcha los planes para comenzar a reemplazar la superposición de soldadura con HVTS en esa planta.
La aplicación de HVTS ayudará, a su vez, a ambas instalaciones a alcanzar sus objetivos clave:
- Eliminar paradas forzadas y fugas en los tubos
- Reducir los costos de mantenimiento
- Aumentar el tiempo de funcionamiento y omitir paradas
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