Aleaciones de níquel en sistemas de captura de carbono: materiales para la compresión y el transporte de CO2

La captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) a menudo se describe como un "problema de CO2", pero desde el punto de vista de la ingeniería de materiales-en realidad es un problema de impurezas. El dióxido de carbono puro y seco no es particularmente corrosivo para el acero. Las corrientes de CO2 capturadas de las centrales eléctricas, los hornos de cemento y los gases de combustión industriales nunca son puras, aunque - transportan trazas de agua, óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno, oxígeno y, a veces, sulfuro de hidrógeno.

Esas trazas de impurezas se combinan con CO2 y agua para formar ácidos que atacan al acero al carbono, a veces en cuestión de meses. Esta guía explica dónde las aleaciones de níquel y otras-aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) son realmente necesarias a lo largo de la cadena de captura-a-almacenamiento, dónde el acero al carbono sigue siendo el valor predeterminado económico y cómo hacer esa llamada para una pieza específica de equipo. Cada sección comienza con una conclusión directa y luego explica el razonamiento de ingeniería detrás de ella.

¿Por qué los sistemas de captura de carbono necesitan aleaciones-resistentes a la corrosión?

Las corrientes de CO2 capturadas son corrosivas debido a lo que viaja con el CO2, no al CO2 en sí. Las trazas de agua reaccionan con el CO2 para formar ácido carbónico, y las trazas de SO2, NOx, O2 y H2S reaccionan con el agua para formar ácidos aún más fuertes - sulfúrico, sulfuroso y nítrico - que atacan el acero al carbono mucho más rápido que el CO2 por sí solo.

Los gases de combustión capturados en una central eléctrica alimentada con carbón- o gas- están contaminados con SO2 y humedad, y una vez separados del flujo de combustión, esa humedad se condensa en un líquido ácido que corroerá el acero al carbono si no se gestiona. La misma lógica se aplica aguas abajo en la compresión y el transporte: mientras esté presente alguna fase de agua libre, el CO2 disuelto y sus co-contaminantes crean un electrolito agresivo en la superficie del metal.

Si se elimina el agua, el riesgo de corrosión disminuye drásticamente -, por lo que "mantener el sistema seco" es una de las estrategias de diseño centrales en CCUS, y por qué la selección de materiales cambia dramáticamente entre las secciones húmedas y secas del mismo sistema.

¿En qué parte de la cadena de captura-a-almacenamiento de CO2 se necesitan realmente las aleaciones de níquel?

Aleaciones de níquely otros CRA se concentran en cuatro puntos: equipos de absorción y regeneración de aminas, partes internas húmedas del compresor y enfriadores entre etapas, cualquier tubería o segmento de boca de pozo donde no se pueda garantizar agua libre o altos niveles de impureza, y los componentes de temperatura más alta-de los ciclos de energía de CO2 supercrítico. Las líneas troncales de transporte largas, secas y bien-controladas a menudo pueden permanecer en acero al carbono.

Ayuda a recorrer la cadena en orden. Los gases de combustión ingresan a una unidad de absorción de aminas, donde un solvente líquido elimina químicamente el CO2 -. Esta etapa es caliente, húmeda y químicamente agresiva, y es una de las partes más propensas a la corrosión-de todo el sistema. Luego, el CO2 capturado se comprime en múltiples etapas para alcanzar la fase densa o supercrítica necesaria para un transporte eficiente; La compresión provoca ciclos repetidos de enfriamiento y condensación, otro punto caliente de corrosión.

El CO2 comprimido se deshidrata y se envía a través de una tubería de transporte - por tubería, barco, camión o ferrocarril - hasta un sitio de almacenamiento o utilización, donde se inyecta en una formación geológica. Las aleaciones que contienen níquel- aparecen en cada una de estas etapas de alguna forma, pero el grado específico y la cantidad que se necesita varía enormemente según la ubicación.

¿Qué aleación es mejor para las unidades de absorción y regeneración de aminas?

El acero inoxidable dúplex 22Cr y el acero inoxidable austenítico 316L son los materiales estándar para columnas de absorción y extracción de aminas, tuberías e intercambiadores de calor, con la aleación 625 a base de níquel-reservada para las zonas más calientes y de mayor-esfuerzo, como calderas y recuperadores donde se concentran las sales de aminas termoestables-.

Una campaña de prueba bien-bien documentada en el Centro de Tecnología de CO2 de Mongstad (Noruega) expuso muestras de corrosión a un 30 % en peso de disolvente de monoetanolamina (MEA) en condiciones reales de planta. El acero al carbono (S235) mostró una corrosión inaceptable, e incluso el Inconel 600 mostró una corrosión general gruesa, mientras que el acero inoxidable 304L y 316L y el acero inoxidable dúplex 22Cr tuvieron un desempeño aceptable, y solo se observaron picaduras menores en el 316L.

Ese resultado subraya un punto importante y contrario a la intuición: una aleación de níquel no es automáticamente la opción más segura en cada servicio corrosivo - la aleación específica tiene que coincidir con la química específica, y en el servicio de aminas, los grados-de acero inoxidable de nivel medio a menudo superan a una aleación de níquel de uso general-. Las aleaciones de níquel superior-como la 625 se mantienen en las zonas más calientes y concentradas del ciclo de la amina, donde las sales termoestables-y los productos de degradación se vuelven localmente agresivos.

¿Qué aleación es mejor para los componentes internos de los compresores de CO2?

El acero inoxidable súper dúplex (como UNS S32750/2507) y la aleación 625 con base de níquel- son los materiales preferidos para los componentes internos húmedos del compresor, impulsores, sellos y componentes del enfriador entre etapas, porque la compresión multietapa enfría y condensa repetidamente la corriente de gas, creando condiciones ácidas y húmedas localizadas incluso cuando la tubería a granel aguas abajo está seca.

Llevar el CO2 a una presión supercrítica para el transporte por tuberías normalmente requiere varias etapas de compresión con enfriamiento intermedio entre ellas. Cada vez que se enfría el gas, la humedad residual tiene la posibilidad de condensarse en forma de gotas de líquido en las superficies internas, y esas gotas concentran las impurezas ácidas presentes.

Esta es una configuración clásica de corrosión-localizada: pequeños volúmenes de electrolito agresivo depositados sobre una superficie metálica, en lugar de un fluido a granel uniforme y bien mezclado. El acero inoxidable súper dúplex resiste extremadamente bien este tipo de ataque de picaduras y grietas y cuesta menos que una aleación completa de níquel, razón por la cual domina los componentes internos del compresor; La aleación 625 se utiliza para sellos, resortes y otros componentes de alta-tensión donde el margen de tenacidad del dúplex no es suficiente.

¿Qué aleación es mejor para tuberías de transporte de CO2 supercrítico?

El acero al carbono o el acero de baja-aleación sigue siendo el material predeterminado y de menor-costo para líneas troncales de CO2 supercríticas de larga-distancia cuando el flujo de gas se mantiene por debajo de su contenido crítico de agua y se controlan los niveles de impurezas. Las aleaciones-resistentes a la corrosión - inoxidable dúplex, acero inoxidable martensítico 13Cr o aleaciones de níquel como Alloy 625 - están reservadas para segmentos húmedos, servicios amargos, conexiones-y válvulas donde no se puede garantizar ese control.

Tanto la evidencia de campo como la de laboratorio apuntan en la misma dirección: mientras el contenido de agua en la corriente de CO2 se mantenga por debajo de la concentración a la que se condensa en una fase líquida libre (el "contenido crítico de agua"), las tasas de corrosión del acero al carbono se mantienen bajas independientemente de qué otras impurezas estén presentes. El oleoducto Weyburn CO2 en Canadá es un ejemplo del mundo real- ampliamente citado: a pesar de transportar aproximadamente 9.000 ppmv de sulfuro de hidrógeno, no experimentó corrosión significativa durante siete años de operación porque la corriente se mantuvo seca.

La economía refuerza esta filosofía de diseño: - una tubería de longitud completa-de aleación-resistente a la corrosión- es dramáticamente más costosa que el acero al carbono, por lo que los operadores concentran los materiales, revestimientos o revestimientos de CRA en los puntos específicos donde el agua libre, el ingreso de oxígeno o los niveles de impureza fuera-de las especificaciones son realmente posibles: cerca de estaciones de compresores, puntos bajos donde el líquido puede acumularse y bocas de pozo de inyección.

¿Cómo cambian las impurezas la aleación que necesita?

No es una sola impureza la que decide el material, sino la combinación. El agua, el oxígeno, el SO2, el NOx y el H2S interactúan sinérgicamente y las investigaciones muestran consistentemente que su efecto de corrosión combinado es peor que la suma de sus efectos individuales -, lo que significa que la selección del material debe basarse en el perfil completo de impurezas esperado, no en un contaminante único en el peor de los casos-.

Revisiones recientes sobre la corrosión supercrítica de tuberías de CO2 enfatizan que las impurezas hacen más que agregar carga corrosiva individualmente - cambian el comportamiento de las demás. El SO2 y el O2 juntos, por ejemplo, pueden generar ácido sulfúrico de manera mucho más agresiva que cualquiera de los dos por separado en presencia de agua, y la presencia de múltiples gases ácidos complica la formación de incrustaciones protectoras de carbonato de hierro-que de otro modo protegerían parcialmente al acero al carbono.

Debido a que las tecnologías de captura difieren en las impurezas que dejan (el lavado con aminas versus la combustión de oxi-combustible versus la captura directa de aire producen diferentes perfiles de gas residual), la especificación de impurezas para un proyecto CCUS determinado tiene un efecto directo y cuantificable sobre qué aleación - o si se requiere alguna mejora de aleación - para un segmento de tubería determinado.

• Agua (H2O): el requisito previo para prácticamente toda corrosión acuosa; mantener la corriente por debajo del contenido crítico de agua es la estrategia de control de la corrosión más eficaz.
• Oxígeno (O2): acelera la formación de ácido sulfúrico y nítrico y puede promover un ataque localizado incluso en corrientes que de otro modo estarían bien-controladas.
• SO2/NOx: se convierte en ácido sulfúrico y nítrico en presencia de agua, produciendo una corrosión mucho más agresiva que el ácido carbónico solo.
• H2S: introduce problemas de servicio ácido-, incluido el riesgo de agrietamiento inducido por hidrógeno-en aceros susceptibles, independientemente de la velocidad de corrosión general.

¿Qué pasa con los ciclos de energía de CO2 supercrítico a alta-temperatura?

En los ciclos de energía Brayton de CO2 supercrítico (sCO2), donde los componentes operan a aproximadamente 650-700 grados, se requieren superaleaciones a base de níquel-como Inconel 740H y Alloy 625 para turbinas, recuperadores e intercambiadores de calor de alta-temperatura, porque el acero inoxidable se oxida demasiado rápido a esas temperaturas para sobrevivir económicamente.

Esta es una aplicación distinta de los ductos de transporte de CO2, pero comparte la misma ciencia de materiales subyacente y se superpone cada vez más con CCUS a medida que se evalúan los ciclos de sCO2 para las plantas de energía de próxima-generación que combinan la generación con la captura. Las pruebas comparativas de acero inoxidable 316, aleación 718 y aleación 738 en entornos supercríticos de CO2 han demostrado que las superaleaciones a base de níquel- superan al acero inoxidable en cuanto a resistencia a la corrosión a temperaturas elevadas.

Estudios más detallados a 650-700 grados encontraron que Inconel 740H forma rápidamente una incrustación densa y protectora de óxido de cromo-(Cr2O3) que le otorga una fuerte resistencia a la corrosión en este régimen - un nivel de estabilidad del óxido a alta-temperatura que el acero inoxidable austenítico convencional no puede igualar.

¿Cómo se comparan las aleaciones de níquel con el acero inoxidable dúplex en cuanto a costo y rendimiento?

El acero inoxidable dúplex es el valor predeterminado más rentable-para la mayoría de los equipos húmedos CCUS que funcionan por debajo de aproximadamente 300 grados con exposición moderada a cloruros y ácidos. Las aleaciones de níquel obtienen su costo materialmente más alto específicamente en condiciones localizadas calientes, estancadas, ricas en cloruro- o fuertemente ácidas donde el dúplex corre el riesgo de sufrir picaduras, ataques de grietas o grietas por corrosión bajo tensión-.

El número equivalente de resistencia a las picaduras (PREN) es una primera pantalla útil para comparar aleaciones en servicio que contienen cloruro-, pero es solo un punto de partida. - El rendimiento en el mundo real-también depende de la temperatura, la concentración de cloruro, los oxidantes disueltos y la geometría de las grietas, todos los cuales son relevantes en los solventes de amina, la humedad condensada de las tuberías y el agua producida en los pozos de inyección.

Como regla general extraída de industrias adyacentes, como las de petróleo y gas en alta mar, el acero inoxidable dúplex es la opción más rentable-resistente al cloruro-por debajo de aproximadamente 300 a 30 grados de temperatura de servicio, mientras que las aleaciones de níquel toman el relevo por encima de ese umbral o en zonas calientes y estancadas de cloruro donde se agota el margen operativo del dúplex. Debido a que una sola falla por corrosión-localizada puede forzar una parada no planificada que cueste mucho más que la prima de aleación, la decisión debe basarse en el peor-caso húmedo específico en cada ubicación del equipo, no en la condición promedio del sistema.

¿Qué material pertenece a dónde?

Utilice acero al carbono siempre que la corriente esté seca de manera confiable y las impurezas estén controladas; aumente al acero inoxidable dúplex 316L o 22Cr en servicio de aminas y equipos húmedos en general; y reserve aleaciones de níquel como Alloy 625 o C276 para las ubicaciones más calientes, más húmedas, más químicamente agresivas o de mayor-consecuencia del sistema.

Preguntas frecuentes

¿El CO2 capturado necesita materiales especiales si es "solo CO2"?

Sí, en los lugares específicos donde se puede acumular agua y otras impurezas. El CO2 puro y seco es relativamente benigno para el acero al carbono, pero ninguna corriente de captura real es perfectamente pura o perfectamente seca en todos los puntos del sistema, por lo que la selección del material debe basarse en la peor-condición local del caso, no en la composición nominal del gas.

¿Se pueden reutilizar las tuberías de acero al carbono existentes para el transporte de CO2?

A menudo sí, sujeto a una revisión de control de-propagación e impurezas-de fracturas. La reutilización de oleoductos y gasoductos convencionales para servicio de CO2 supercrítico es un área activa de estudio de ingeniería, ya que el comportamiento de propagación de la fractura-del CO2 supercrítico difiere del del gas natural y debe verificarse junto con el riesgo de corrosión antes de recalificar una línea para servicio de CO2.

¿Qué es el "contenido crítico de agua" y por qué es tan importante?

Es la cantidad máxima de agua que una corriente de CO2 supercrítico puede contener en solución antes de que el exceso se condense en una fase líquida libre. Por debajo de ese umbral, las tasas de corrosión del acero al carbono se mantienen bajas incluso con otras impurezas presentes; encima, el agua libre crea el electrolito necesario para el ataque ácido, razón por la cual la deshidratación es uno de los controles de corrosión más rentables-en el diseño de CCUS.

¿Los pozos de inyección de CO2 siempre necesitan aleaciones de níquel?

No siempre - depende de la química del fluido producido e inyectado en cada pozo, incluido el contenido de cloruro, la temperatura y cualquier exposición a gases ácidos. Muchos pozos utilizan con éxito tuberías de acero inoxidable dúplex; Las aleaciones de níquel se especifican donde la química específica del pozo- supera los límites operativos seguros del dúplex.

¿Se necesita la aleación 625 en todo el sistema de tuberías CCUS?

No. La aleación 625 y aleaciones de níquel similares generalmente se aplican solo en puntos específicos de alto-riesgo - rehervidores, partes internas de compresores, segmentos húmedos o amargos y equipos de alta-temperatura - en lugar de a lo largo de toda la longitud de una línea troncal, porque el uso de una aleación de níquel en toda una tubería de larga-distancia rara vez se justifica económicamente cuando el acero al carbono funciona bien en secciones secas y controladas.