Échangeurs de chaleur pour gaz corrosifs : mécanismes de dégradation, matériaux et réglementation applicable
Le choix des matériaux pour les échangeurs à tubes et ailettes et les récupérateurs gaz-gaz en présence de gaz industriels corrosifs —H₂S, chlore, HCl, SO₂, ammoniac ou HF— est l'une des décisions techniques ayant le plus fort impact sur la fiabilité et la durée de vie de l'équipement.
En la industria química, petroquímica, de tratamiento de gases y de producción de fertilizantes, los intercambiadores de calor operan frecuentemente en contacto con corrientes gaseosas que contienen sustancias agresivas para los materiales metálicos convencionales. Un error en la selección del material de los tubos, las aletas o los colectores puede manifestarse meses o años después de la puesta en marcha, con consecuencias que van desde la pérdida de rendimiento hasta el fallo estructural del equipo. La comprensión de los mecanismos de degradación específicos de cada gas es el punto de partida de cualquier proceso de selección riguroso.
1. Mécanismes de dégradation : le vocabulaire technique nécessaire
Los mecanismos de degradación de materiales metálicos en presencia de gases corrosivos no se reducen a la corrosión generalizada por pérdida de espesor. En muchos casos industriales, el mecanismo dominante es de naturaleza localizada o mecánico-química, con una cinética que puede ser difícil de detectar antes de que el daño sea significativo.
2. Gaz corrosifs les plus fréquents en procédé industriel
La norma NACE MR0175 / ISO 15156 —Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H₂S-containing environments in oil and gas production— es el documento técnico de referencia para la selección de materiales en entornos con H₂S. Define el concepto de «servicio agrio» (sour service), establece los umbrales de presión parcial de H₂S que activan sus requisitos, y especifica las condiciones de composición química, tratamiento térmico y ensayos de calificación que deben cumplir los materiales. Su aplicación no se limita a la producción de petróleo y gas: la norma es referenciada habitualmente en proyectos de refino, petroquímica y tratamiento de gas siempre que exista presencia de H₂S. La norma consta de tres partes: la primera establece el marco general, la segunda aplica a aceros y fundiciones, y la tercera a aceros resistentes a la corrosión y otros materiales.
3. Implications spécifiques pour les échangeurs à tubes et ailettes
En los intercambiadores de calor de tubos y aletas, el gas corrosivo circula habitualmente por el exterior de los tubos —en contacto con las aletas— mientras el fluido de proceso circula por el interior. Esta configuración implica que los materiales en contacto con el gas son los tubos y las aletas, y que la selección de uno y otro no puede hacerse de forma independiente.
- Los tubos son la barrera primaria: el material de los tubos es el que determina la resistencia del equipo al gas corrosivo. En servicios con H₂S o gases halogenados, la selección incorrecta del material de los tubos es la causa principal de fallo prematuro. Los tubos de acero al carbono son la solución de menor coste, pero su aplicación debe acotarse a entornos sin H₂S en servicio agrio, sin cloruros significativos y a temperaturas moderadas.
- Las aletas de aluminio: adecuadas para servicio general, no para gases corrosivos: el aluminio es el material estándar para aletas en intercambiadores industriales por su buena conductividad térmica, bajo peso y coste. Sin embargo, es vulnerable a entornos con HCl, HF, bases fuertes o amoniaco con humedad. Para gases con estas sustancias, las alternativas son aletas de acero inoxidable (mayor resistencia, menor conductividad) o aletas con recobrimiento protector específico (PVDF, Heresite u otros, con limitaciones de temperatura).
- La unión tubo-aleta: punto crítico de corrosión galvánica: cuando los tubos y las aletas son de materiales distintos —por ejemplo, tubos de acero inoxidable y aletas de aluminio— la unión entre ambos puede ser un foco de corrosión galvánica si el gas es húmedo o si hay condensación ocasional. En entornos secos, el riesgo es mucho menor. La solución más robusta es usar el mismo material para tubos y aletas, aunque esto incrementa el coste.
- Los colectores y cabezales: en configuraciones con gas corrosivo en el lado de las aletas, los colectores del fluido interno no están en contacto con el gas. Sin embargo, si la temperatura del gas es suficientemente alta, los colectores deben ser compatibles con ella desde el punto de vista mecánico, y su material debe ser compatible con el fluido interno.
4. Le point de rosée acide : paramètre de conception avec deux stratégies possibles
En los recuperadores de calor que enfrían gases de combustión o gases de proceso que contienen SO₂, SO₃, HCl o HF, existe una temperatura por debajo de la cual el gas comienza a condensar ácidos sobre las superficies del equipo. Este límite —el punto de rocío ácido— es específico de la composición del gas y varía según el combustible, las condiciones del proceso y la presión. No es un dato que pueda medirse directamente en operación: debe calcularse o estimarse a partir de la composición del gas y verificarse cuando sea posible.
Frente a este fenómeno, existen dos estrategias de diseño técnicamente válidas, con implicaciones muy distintas en cuanto a materiales, eficiencia energética y coste:
El equipo se diseña para que la temperatura mínima de pared del intercambiador se mantenga en todo punto por encima del punto de rocío ácido, evitando así la condensación. Esto se consigue mediante el control de la temperatura del fluido de refrigeración, el diseño geométrico del equipo y la selección de materiales resistentes a la corrosión en la zona de mayor riesgo. Es la estrategia habitual en recuperadores convencionales. Su limitación es que la temperatura de salida de los gases queda acotada por encima del punto de rocío, lo que restringe la cantidad de calor recuperable y excluye el calor latente del vapor de agua contenido en los gases.
Cuando el equipo está concebido específicamente para trabajar en régimen de condensación —economizadores condensantes o recuperadores de condensación— los gases se enfrían por debajo del punto de rocío de forma controlada. Esto permite recuperar no solo el calor sensible de los gases sino también el calor latente de condensación del vapor de agua presente en ellos, que en gases de combustión de gas natural es significativo dada la alta proporción de H₂O resultante de la combustión del metano. El resultado es un mayor rendimiento térmico global de la instalación. Esta estrategia es viable en gases de combustión de gas natural, gasoil, fuel oil y otros combustibles, siempre que el equipo esté diseñado con materiales adecuados para el contacto con el condensado ácido generado, con geometría que permita el drenaje correcto del condensado, y con los sistemas de gestión de aguas de condensación que el proceso requiera. La composición del combustible —particularmente su contenido en azufre— determina la agresividad del condensado y, por tanto, los requisitos de material.
La decisión entre evitar la condensación o concebir el equipo para operar en ella depende de varios factores que deben evaluarse conjuntamente: la composición del gas y la agresividad esperada del condensado, la temperatura del fluido de refrigeración disponible (un fluido muy frío favorece la condensación, deseada o no), el objetivo de eficiencia energética del proceso, y los requisitos de gestión del condensado. En instalaciones donde el fluido de refrigeración entra a baja temperatura —como en ciertos procesos de recuperación de calor residual o en sistemas de calefacción de distrito— la condensación puede ser difícil de evitar incluso si no se ha previsto en el diseño original; en esos casos, la estrategia B con materiales adecuados es técnicamente más robusta que intentar mantener la temperatura de pared por encima del punto de rocío cuando las condiciones de proceso no lo permiten de forma estable.
5. Normes de référence pour l'évaluation des dommages
Más allá de los códigos de cálculo y certificación a presión (PED, ASME VIII, EN 13445), la evaluación del estado de los intercambiadores en servicio con gases corrosivos se apoya en un conjunto de documentos técnicos específicos del sector de procesos.
| Norma / Documento | Organismo | Contenido relevante |
|---|---|---|
| NACE MR0175 / ISO 15156 | NACE International / ISO | Materiales en entornos con H₂S; definición de servicio agrio; requisitos de dureza, composición y tratamiento térmico |
| NACE MR0103 | NACE International | Materiales resistentes al H₂S específicamente en refinerías; complementa MR0175 para este sector |
| API 571 | American Petroleum Institute | Catálogo exhaustivo de mecanismos de daño en equipos fijos de refinería: SSC, HIC, SCC, HTHA, corrosión por punto de rocío ácido, entre otros. Referencia fundamental para ingenieros de inspección. |
| API 941 | American Petroleum Institute | Curvas de Nelson para la selección de materiales en servicio de H₂ a alta temperatura; límites de temperatura y presión parcial de H₂ por tipo de acero |
| API 661 | American Petroleum Institute | Air-Cooled Heat Exchangers para refinerías; especificación de diseño mecánico, materiales y ensayos |
| ASTM G48 | ASTM International | Métodos de ensayo de resistencia a la corrosión por picaduras y grietas en aceros inoxidables (ensayo de cloruro férrico) |
| EN 10088-1/2/3 | CEN / AENOR | Aceros inoxidables: composición, propiedades mecánicas y condiciones técnicas de suministro |
| PED 2014/68/UE | Comisión Europea | Requisitos esenciales de seguridad, clasificación de fluidos (Grupo 1 incluye H₂S, Cl₂, HF) y proceso de certificación para equipos a presión en la UE |
6. Critères de sélection : questions clés avant de spécifier le matériau
- ¿El gas contiene H₂S? Si la respuesta es afirmativa y existe humedad, la aplicación puede estar en el ámbito de NACE MR0175 / ISO 15156 (servicio agrio). La dureza del material y el tipo de acero quedan condicionados, independientemente de la concentración de H₂S.
- ¿Hay cloruros o halógenos presentes? Concentración, temperatura y presencia de humedad determinan si el riesgo de pitting o SCC en aceros inoxidables austeníticos es significativo. Por encima de ciertas temperaturas, el pitting en SS puede ocurrir con concentraciones de cloruros relativamente bajas.
- ¿Puede producirse condensación ácida en algún punto del equipo? La respuesta define la estrategia de diseño. Si el objetivo es evitar la condensación, la temperatura mínima de pared debe mantenerse por encima del punto de rocío ácido en todas las condiciones de operación, incluyendo arranques y variaciones de carga. Si el equipo se concibe como economizador condensante —para recuperar también el calor latente del vapor de agua de los gases— la condensación es una condición de diseño prevista, y los materiales, la geometría y el sistema de gestión del condensado deben estar concebidos específicamente para ella. Ambas estrategias son técnicamente válidas; la elección depende de las condiciones del proceso, la composición del gas y el objetivo de eficiencia energética.
- ¿Son compatibles los materiales de tubos y aletas entre sí en el entorno del gas? La verificación de la compatibilidad galvánica es especialmente relevante en entornos húmedos o con condensaciones ocasionales.
- ¿Cuál es la clasificación PED del gas? Gases inflamables, tóxicos u oxidantes son Grupo 1 en la PED, lo que activa tablas de categorización más exigentes y puede requerir la intervención de un Organismo Notificado en la certificación del equipo.
BOIXAC trabaja en la concepción y suministro de intercambiadores de tubos y aletas y recuperadores gas-gas para instalaciones industriales con gases de proceso corrosivos. Para cada proyecto, el equipo técnico de BOIXAC trabaja con la composición real del gas, las condiciones de temperatura y presión, y los requisitos normativos para identificar la combinación de materiales y la configuración adecuada. La compatibilidad definitiva de materiales para un servicio concreto debe ser validada por el ingeniero de materiales o de corrosión responsable del proyecto.