curso de calderas by rodrigo vera

Introducción Una caldera es un intercambiador de calor en el que la energía se aporta generalmente por un proceso de combustión, o también por el calor contenido en un gas que circula a través de ella. En ambos casos, el calor aportado se transmite a un fluído, que se vaporiza o no, y se transporta a un consumidor, en el que se cede esa energía.

• Clasificación de las calderas por su aplicación • Clasificación de las calderas por su diseño • Últimos avances tecnológicos en las calderas

Se prescindirá de las calderas eléctricas, en las que la energía se aporta mediante medios eléctricos, debido a su baja incidencia actual en instalaciones de tipo industrial.Para facilitar la identificación de los diferentes tipos de calderas, se procederá a clasificarlas por sus características más peculiares.

Clasificación de las calderas por su aplicación Teniendo en cuenta su aplicación, las calderas se clasifican en los siguientes grupos esenciales: • Para usos domésticos • Para generación de energía en plantas termoeléctricas • Para plantas de cogeneración • Para aplicaciones marinas en barcos • Para generación de energía en plantas terrestres Sus características particulares en cada uno de estos grupos, son las siguientes:

•

Calderas para usos domésticos:

Se utilizan para la calefacción doméstica, bien individual, o comunitaria de pequeño tamaño. Son de pequeñas potencias, y no se consideran dentro de la presente descripción. •

Calderas de generación de energía para plantas termoeléctricas:

Se utilizan para la generación de vapor sobrecalentado a altas presiones, como fluído motriz de grupos turboalternadores, para generar energía eléctrica. Son de grandes potencias, y tampoco se van a considerar dentro del objetivo de la presente descripción.

•

Calderas para plantas de cogeneración:

Utilizan los gases calientes del escape de turbinas de gas, o de motores de explosión para que, circulando a través de ellas, cedan su calor para generar un fluído térmico que se transporta hasta un consumidor, donde cede su energía, que como el caso anterior puede ser vapor sobrecalentado. Son calderas llamadas de recuperación, generalmente de grandes potencias .

•

Calderas para aplicaciones marinas en barcos:

Se instalan en los barcos como generadores de su vapor motriz. La presente descripción se ocupa solo de las calderas terrestres, pero, es evidente, que, las calderas marinas no difieren sensiblemente de las terrestres, si bien, se instalan hoy día en barcos en muy pocas ocasiones. •

Calderas para generación de energía en plantas industriales:

Generan energía para consumo interior propio de una fábrica. Su instalación es estática y evidentemente terrestre y sus aplicaciones especificas son, fundamentalmente, las siguientes:

- Generación de vapor, para aplicaciones directas en procesos de producción. (Fig. 1) En algunas aplicaciones puntuales, el vapor generado a alta presión es sobrecalentado y primeramente se le utiliza para producir energía eléctrica propia accionando un grupo turboalternador y utilizando el vapor de contrapresión a su salida para las aplicaciones directas en los procesos de producción. (Fig. 2). - Generación de agua sobrecalentada para calefacción industrial de sus propias naves y para aplicaciones directas en procesos de producción (Fig. 3).

1. Depósito nodriza de fuel-oil 2. Caldera de vapor 3. Economizador gases de combustión 4. Depósito de almacenamiento agua alimentación calderas 5. Desgasificador térmico agua alimentación calderas 6. Cambiador térmico de placas para recuperación del calor de purga

7. Depósito recuperador de purga continua de calderas 8. Depósito de almacenamiento agua tratada 9. Cambiadores tratamiento de agua 10. Depósito almacenamiento salmuera 12. Depósito almacenamiento ácido

Fig. 1: Esquema de principio de una central de generación de vapor saturado

Fig. 2: Esquema de principio de una central de generación de energía eléctrica con vapor a contrapresión para el proceso

1. Caldera de agua sobrecalentada 2. Equipo doble de combustión 3. Bombas red a consumidores 4. Bomba circulación a.c.s. calderas 5. Evacuación gases combustión

6. Depósito expansión nitrógeno 7. Depósito alimentación 8. Bomba alimentación 9. Equipo de preparación de combustible

Fig.3: Esquema de principio de una central de generación de agua sobrecalentada La presente descripción se referirá exclusivamente a estas calderas para generación de energía en plantas industriales de mediana potencia, sin generación de energía eléctrica para consumo propio.

Clasificación de las calderas por su diseño Teniendo en cuenta el diseño, las calderas para generación en plantas industriales, se clasifican en dos grandes grupos • Pirotubulares, o de tubos de humos. • Acuotubulares, o de tubos de agua.

Calderas pirotubulares, o de tubos de humo.

Fig. 5: Calderas pirotubulares de tres pasos, con uno y dos hogares ondulados (sección longitudinal).

Se caracterizan porque la llama de la combustión se forma dentro de cada hogar cilíndrico de la caldera, pasando los humos generados por el interior de los tubos de los pasos siguientes (normalmente dos), para ser conducidos a la chimenea de evacuación. De ello, su otro nombre de calderas de tubos de humo. En estas calderas, tanto los hogares, como los tubos de humo, están en el interior de la virola, y completamente rodeados de agua. De ello, su otro nombre, poco usual, de calderas de hogar interior.

Las calderas para generar fluído térmico, son similares a las de generación de agua sobrecalentada, pero más simples en su construcción. Tienen escasa demanda, por lo que se excluyen de la presente descripción. Para la selección de compra de las calderas pirotubulares, se deberá tener en cuenta el estricto cumplimiento de las siguientes características esenciales:

Para generar vapor, se regula el nivel medio del agua en su interior, de forma que varíe dentro de

– Que los hogares interiores, en los que se forma la llama sean ondulados en toda su longitud. Esta ondulación refuerza de manera importante estos tubos de hogar,

una banda prevista, sirviendo su cámara superior de separador del vapor generado, desde donde sale al consumo por la tubuladura de salida.

y permite su imprescindible dilatación, que es diferente que la del resto de la caldera (Fig. 5)

Para generar agua sobrecalentada, la caldera está completamente inundada, siendo iguales los conductos de entrada y salida de agua.

– Que tenga tres pasos de humos, el primero a través de los hogares, y los restantes a través de los tubos de humo (Fig. 5). Lascalderas que se fabrican con dos pasos, el del hogar y, solamente uno, a través de los tubos de humo, tienen el rendimiento más bajo, y envejecen más rápido por estar sometidas a una mayor carga térmica. – Que tengan dos hogares (un quemador en cada hogar) a partir de una determinada potencia, normalmente, de 20 t/h de vapor en adelante, para no producir cargas térmicas elevadas, que originen un envejecimiento prematuro de la caldera (Fig. 5)

– Que no tengan cierres de estanqueidad de gran tamaño en la cámara de agua, ya que provocan frecuentes fugas, difíciles de reparar, y de mantenimiento muy complicado.

Calderas acuotubulares, o de tubos de agua Se caracterizan porque la llama de los quemadores se forma dentro de un recinto formado por paredes tubulares en todo su entorno, que configuran la llamada cámara de combustión, pasando los humos generados por el interior de los pasos siguientes, cuyos sucesivos recintos están también formados por paredes tubulares en su mayoría. La cualidad que diferencia a estas calderas es, que todos los tubos que integran su cuerpo, están llenos de agua o, al menos, llenos de mezcla aguavapor en los tubos hervidores, en los que se transforma parte de agua en vapor cuando generan vapor como fluído final de consumo. Estas calderas pueden generar indistintamente, vapor, o agua sobrecalentada (Fig. 6 y 7) Fig.6: Caldera acuotubular para generación de agua sobrecalentada (sección transversal)

Fig.7: Caldera acuotubular para generación de vapor (sección transversal)

Cuando se destinan a la generación de vapor disponen de un calderín superior y, normalmente, de otro inferior. El calderin superior trabaja como separador del vapor generado y el inferior, cuando existe, como distribuidor del agua a través de los tubos hervidores. También disponen de un paquete tubular de precalentamiento del agua de alimentación, llamado genéricamente economizador, que se puede instalar fuera del cuerpo de caldera en calderas de mediana potencia, o dentro de éste en calderas de gran potencia. En estas calderas el flujo por los tubos hervidores se realiza mediante circulación natural (Fig. 7)

Cuando las calderas se destinan a la generación de agua sobrecalentada no disponen de calderines, o la distribución de agua a los tubos de las paredes se realiza por medio de colectores (Fig. 8 y 9)

En las calderas de mediana potencia es opcional la previsión de un sobrecalentador del vapor generado; en las calderas de gran potencia, siempre se prevé este sobrecalentador. Fig.8: Esquema de flujo de una caldera de generación de agua sobrecalentada

Fig.9: Secciones de una caldera de generación de agua sobrecalentada

En las calderas acuotubulares la circulación del agua por su interior es forzada por medio de las bombas de circulación. En las calderas de generación de vapor se regula el nivel medio de agua en el calderín superior, de forma que varíe dentro de una banda prevista, sirviendo la cámara superior de separador del vapor generado, desde donde sale al consumo por la tubuladura de salida. (Fig. 7) Para la selección de compra de estas calderas acuatubulares, se deberá tener en cuenta el estricto cumplimiento de las siguientes características esenciales:

– Que el cuerpo externo y los recintos interiores, salvo en sus caminos de circulación de los humos, sean completamente estancos, para que la combustión se efectúe a sobrepresión (presurizada). – Que el cuerpo sea completamente autoportante, es decir, que no se precisen estructuras adicionales para la estabilidad del cuerpo de caldera.

Últimos avances tecnológicos en las calderas En el campo tecnológico del diseño mecánico de las calderas que se están tratando, no cabe mencionar avances que puedan considerarse importantes. Es un equipo sobradamente experimentado en sus aspectos esenciales, como son: • Materiales • Circulación interna de fluídos • Equipamientos auxiliares Donde hay sensibles diferencias en el producto final, es en la calidad de la ejecución, cuya banda de aplicación varía sensiblemente entre cubrir estrictamente los mínimos exigidos por las normas y reglamentos, o marcarse como objetivo la fabricación de un producto que esté bien construido, sea fiable y, por añadidura, duradero. Una caldera construida con estas últimas premisas podrá mantenerse en servicio fácilmente mas de 25 años. Otra, diseñada con los anteriores mínimos de calidad, durará escasamente ocho o diez años, a costa de un mantenimiento penoso para el usuario y un sin fin de averías continuas.

Es aconsejable para los futuros usuarios de calderas que tengan muy en cuenta que un ahorro en la inversión de compra inicial, representará en la inmensa mayoría de los casos un gasto posterior, muy superior, en reparaciones y amortizaciones. El campo en el que se han producido avances tecnológicos importantes es en los sistemas de telegestión, con utilización de apoyos informáticos, para la regulación y optimización del funcionamiento de las calderas (Un ejemplo típico se refleja en las Fig. 10 y 11)

Fig.10:Esquema típico de un sistema de telegestión, para una central térmica industrial

Fig.11: Puesto central de control de una caldera térmica industrial, con sistema de telegestión La telegestión, aplicada a las salas de calderas, se puede definir como el modo de aprovechar y desarrollar la posibilidad de adquirir información, transmitirla y tratarla con toda la rapidez, fiabilidad e inteligencia necesarias. Estas funciones se pueden clasificar en tres fases: • Adquisición de datos • Transmisión de las informaciones • Tratamiento de la información

Primera función: adquisición de datos Para obtener los datos en la primera fase del proceso. se utilizan los captadores que constituyen los órganos sensoriales del sistema. Estos captadores pueden, bien detectar un estado, bien efectuar una medición, o incluso realizar un recuento. • Detección de un estado Se trata de captadores muy sencillos que transmiten una información del tipo 0-1, todo o nada. Generalmente concerniente a la marcha o parada de bombas y también son corrientemente utilizados para transmitir alarmas. • Realización de una medición Las medidas más frecuentes utilizadas son de temperaturas interiores de locales,

exteriores, temperaturas de salida y de retorno de agua, temperatura de humos, etc. También se puede efectuar otras mediciones: medición del porcentaje de CO2 en los humos, del caudal de extracción de aire de una ventilación, del estado higrométrico en un recinto, etc. • Realización de un recuento Se puede contar la energía calorífica consumida, los grados-día unificados (según la evolución de las condiciones climáticas), el tiempo de funcionamiento de una máquina, un caudal, etc.

Segunda función; transmisión de las informaciones En la segunda fase del proceso, las informaciones son emitidas por la unidad local, llamada todavía puesto secundario.

ella misma puede decidir la parada momentánea de una función sin transmitir la información al puesto central.

Se ofrece dos posibilidades:

En esta elección opcional, se deciden en que cuantía es necesario transmitir las informaciones al ordenador central, siendo a su cargo interpretarlas y tratarlas, o por el contrario tratarlas localmente y hacerle llegar solo las alarmas e informaciones generales referentes a la gestión de la energía.

– Si la unidad local tiene la función de transmisor se envía, generalmente, por medio de la red telefónica, todas las informaciones procedentes del conjunto de salas de calderas. – También se puede hacer, opcionalmente, que esta unidad local también se conciba con inteligencia importante, con el fin de que ella misma pueda tratar un cierto número de informaciones, es decir, comportarse de manera autónoma. Por ejemplo, en épocas intermedias y por la recepción de la información de un captador,

Hay que hacer notar que esta segunda alternativa conlleva una multiplicación de los microprocesadores y, en consecuencia, una cierta elevación de los costes de inversión; pero presenta innegablemente ventajas substanciales a nivel de explotación.

Tercera función: tratamiento de la información Las informaciones se descifran antes de ser tratadas. Esto último es extremadamente variado y depende de la programación hecha con anterioridad. Pueden distinguirse dos tipos de tratamiento que son distintos en su propia esencia: un tratamiento activo y un tratamiento de análisis. – El tratamiento activo consiste en un cálculo o comparación de datos que comporta una acción directa: una alarma o un accionamiento. Por ejemplo, la información de una temperatura inferior demasiado baja y de una parada de los quemadores ocasionará una alarma y la llamada automática al personal de servicio. – El tratamiento de análisis es la razón misma de la unidad o puesto central.

Los datos estudiados no conllevan una acción directa, sino que son analizados con vista a una futura elección. Por ejemplo, el cálculo del rendimiento -día a día- de la sala de calderas y enviar personal al lugar respectivo para realizar una inspección y una acción, pudiendo consistir ésta última, bien en una regulación a causa de una desviación, o bien en la sustitución de un órgano defectuoso Este tratamiento de análisis puede contener, también, toda la gestión de los fluídos (seguida de los consumos) que pueden terminar en una verdadera contabilidad analítica.

Los equipos esenciales típicos de un sistema de telegestión, son los siguientes (Fig. 12)

Fig.12: Sistema de telegestión instalado para la central industrial de la Fig.11

Unidad central y periféricos • Ordenador con memoria suficiente RAM, y lectoras de minidisquete Monitor de alta resolución Teclado • Impresora bidireccional

Subestaciones (por unidad) Subestación modular con los siguientes elementos: • Modulo de alimentación • Modulo microprocesador con memorias EPROM y RAM de capacidad adecuada. • Tarjeta INTERRUPT • Tarjeta INTERFACE •

Tarjetas de entradas digitales

•

Tarjetas de salidas digitales

•

Tarjetas de entradas analógicas

•

Tarjetas de entradas por impulso

Es evidente que un objeto esencial de los sistemas de telegestión es la optimización en el funcionamiento de las calderas. Para este fin, un elemento que se puede incorporar al equipamiento de la caldera, es el analizador continuo del contenido de oxígeno en los humos procedentes de la combustión(Fig. 13 y 14).

Fig.13: Sonda para medición continua de oxígeno en los humos de salida de una caldera

Fig.14: Panel de un analizador continuo de humos con microprocesador

La sonda tiene en su extremo un elemento de óxido de circonio, que realiza la medición de los gases de combustión. Esta sonda se instala en el conducto de salida de humos de la caldera y trasmite las señales al analizador continuo. Esta señal es también posible enviarla el sistema de regulación de quemadores, que la procesa y es capaz de optimizar con ella la combustión.

Introducción Son aquellos que complementan las calderas permitiendo su correcto funcionamiento. Normalmente se instalan en una zona próxima a las calderas y, con frecuencia, dentro de una sala que se denomina central térmica o sala de calderas.

• Equipos de combustión • Sistema de alimentación de agua • Recuperadores del calor de los humos

Equipos de combustión Son el conjunto de elementos necesarios para generar la llama en el interior del hogar de las calderas de forma regulada y segura. Como es sabido, el proceso de la combustión que genera la llama, es la reacción exotérmica de los combustibles utilizados con el oxigeno del aire atmosférico. A continuación, se describirán los elementos esenciales que forman parte de los equipos de combustión. • Combustibles • Tipos de quemadores • Bombas de combustibles líquidos • Estaciones de regulación de gas de combustión • Ventiladores de aire de combustión • Medios auxiliares • Sistemas de regulación de la carga

Combustibles: A Continuación, se citan los de uso más importante: –

Líquidos, cuyas características son:

• Gasóleo clase C:

• Fuelóleo pesado nº2:

Densidad, a 15ºC:

< 0,9 kg/l

Viscosidad, a 50ºC:

máx. 50 ºE

Viscosidad cinemática, a 40ºC

7 mm2/s

Azufre, en peso:

máx. 3,5 %

Azufre, en peso: Poder calorífico inferior:

0,2 %

Poder calorífico inferior

min. 9.400 kcal/kg

min. 9.700 kcal/kg

• Fuelóleo pesado nº 1: Viscosidad, a 100ºC: Azufre, en peso: Poder calorífico inferior:

25 mm2/s máx. 2,7 % (1) min 9.600 kcal/kg

(1) cuando el contenido en azufre de esta calidad no supere el 1% en peso se denominará «Fuelóleo número 1 BIA»

–

Gaseosos, cuyas características son:

• Gas natural de ENAGAS: Composición: MetanoCH4

96,6%

EtanoC2H6

3,2 %

NitrógenoN2

0,2 %

Poder calorífico superior:

9.900 a 10.900 kcal/m³N

Poder calorífico inferior:

8.900 a 9.800 kcal/m³N

Indice de WOBBE: Peso molecular,a 0ºC y 760 mm Hg: Peso especifico:

11.520 a 13.860 kcal/m³N 15 a 16 g/mol 0,7 a 0,9 kg/mol

Tipos de quemadores Los quemadores aplicables a las calderas de instalaciones industriales, se pueden clasificar en los siguientes grupos esenciales, teniendo en cuenta la forma de tratar el combustible para configurar la llama: • De pulverización mecánica, o por presión • De pulverización asistida, o por inyección de fluido auxiliar • Rotativos, de pulverización centrífuga • De flujo paralelo, con mezcla por turbulencia

DE PULVERIZACIÓN MECÁNICA, O POR PRESIÓN En estos quemadores, se queman combustibles líquidos, fundamentalmente, gasóleo o fuelóleo. Estos llegan por el interior de la caña a su extremo, ya en el interior de la cámara de combustión, en donde se encuentran instalados los mecanismos de pulverización. (Fig. 15)

1. Tuerca soldada 2. Distribuidor 3. Atomizador 4. Tuerca de bloqueo

Para que realice la pulverización, es imprescindible que el combustible entre a la caña con una presión que oscilará entre 16 y 20 bar, según el fabricante y el tipo de combustible. Para el uso de combustibles ligeros, gasóleo y similares, no será necesario precalentarlo, porque ya tienen una viscosidad adecuada a la temperatura ambiente. En el caso de los combustibles pesados, fuelóleo en sus variedades, se precisa una viscosidad de unos 2ºE a la entrada a la caña, por lo que se tendrán que precalentar, normalmente en dos niveles: • En el primer nivel: a unos 40ºC, según tipo del fuelóleo, para que sea bombeable.

5. Pastilla 6. Tubo del quemador

Fig.15: Cabeza del quemador para pulverización mecánica

• En el segundo nivel: a unos 120ºC, según el tipo de fuelóleo, para que alcance los 2ºE que, aproximadamente, se requieren para su pulverización.

DE PULVERIZACIÓN ASISTIDA, O POR INYECCIÓN DE FLUIDO AUXILIAR En estos quemadores, se queman también combustibles liquidos pero, exclusivamente, pesados, como fuelóleo números 1, ó 2. La diferencia con los quemadores de pulverización mecánica es que, a través de la caña, se conduce un fluído auxiliar que se inyecta en su cabeza y emulsiona el combustible, formando una mezcla que se pulveriza más fácilmente, a una presión, generalmente algo más baja que en el caso de pulverización mecánica.

Cuando el vapor se genera en la caldera a una presión inferior a 7 bar, se emplea aire comprimido como fluído auxiliar de pulverización asistida. Siempre que sea posible, es preferible la utilización del vapor como fluído auxiliar, por las siguientes ventajas: • Aporta calor al combustible, favoreciendo el proceso de combustión y de limpieza de la caña. • No se requiere la instalación auxiliar de producción de aire comprimido, que no siempre está disponible en la central.

Preferiblemente, se inyecta vapor saturado a una presión de 8 a 12 bar, que se deriva del generado,reduciéndole y regulándole a la presión requerida antes de inyectarlo al quemador Fig.16: Cabeza de quemador para pulverización asistida (Fig. 16).

ROTATIVOS, DE PULVERIZACIÓN CENTRÍFUGA

En estos quemadores se queman combustibles líquidos, indistintamente, ligeros (gasóleo), o pesados (fuelóleo). La pulverización se logra por la fuerza centrifuga que se comunica al combustible por medio de un elemento rotativo interno. El elemento rotativo suele ser una copa, que gira a gran velocidad, distribuye el combustible y lo lanza perimetralmente hacia delante en forma de tronco de cono (Fig.17).

Para el uso de combustibles ligeros con este tipo de quemador, tampoco es necesario precalentarlos, sin embargo con combustibles pesados, fuelóleo en sus variedades, se precisa un precalentamiento entre 60 y 80ºC, dependiendo de sus calidades. Es evidente que, al tener elementos móviles en interior, estos quemadores rotativos requieren un mantenimiento más cuidadoso que los de pulverización mecánica, si bien son menos propensos al ensuciamiento.

10. Motor quemador

20. Polea quemador

11. Correas quemador

21. Cojinete quemador

12. Polea meter quemador 22. Tapa cojinete 13. Junta

23. Ventilador

14. Timón aire

24. Caja ventilador

15. Anillo int. refractario

25. Palomilla aire primario

16. Tubo separación placa 26. Placa frontal 17. anillo refractario

27. Boquilla

18. Tubo alimentación

28. Copa

19. Eje quemador

29. Refractario

Fig. 17: Esquema rotativo de combustibles líquidos

DE FLUJO PARALELO, CON MEZCLA POR TURBULENCIA En estos quemadores se queman combustibles gaseosos como el gas natural. El principio fundamental de diseño y funcionamiento de estos quemadores, es el siguiente (Fig.18). La cabeza de combustión se compone, esencialmente, de un dispositivo con aletas, llamado roseta (1), dispuesto en un director de aire cilíndrico (2).

1. Roseta de palas curvilíneas 2. Director de aire cilíndrico

6. Virola perforada de equilibrado estático

3. Núcleo de fijación de llama

7. Virola móvil de equilibrado

4. Cono deflector

8. Lanzas para gas (equipos en la

5. Jacket-tube central

Fig. 18: Quemador de gas de flujo paralelo

versión gas o mixta F.O./gas)

El aire comburente, que llega paralelamente al eje del quemador, se pone parcialmente en rotación por la acción de la roseta. Esta última, no ocupa toda la sección del conducto de aire; el espacio anular permite conservar una parte de la vena de aire en movimiento axial. Esta combinación de un flujo axial y de un flujo rotacional compone un chorro de torbellino, que provoca la mezcla en el gas. Cuando se combinan los quemadores que se acaban de describir para quemar, simultáneamente o por separado, más de un combustible se emplean los quemadores mixtos (Fig.19).

1. Elementos abatibles del quemador 2. Cuerpo del quemador 3. Aletas móviles 4. Anillo refractario 5. Lanza con caña de entrada de fuel-oil 6. Copa giratoria 7. Tobera de turbulencia del aire 8. Toberas de reparto del gas 9. Ventilador de aire de pulverización 10. Aletas del aire de pulverización 11. Conexión de fotocélulas con mirilla

Fig.19: Quemador rotativo para combustibles mixtos

Bombas de combustibles líquidos Para hacer circular los combustibles líquidos, entre los depósitos de almacenamiento y los quemadores, es necesario utilizar bombas que lo impulsen a través de las correspondientes tuberías. Se deberán usar, preferentemente, bombas de impulsión del fluído por medio de engranajes (Fig.20) que ofrecen las siguientes ventajas, respecto de las centrifugas: – Son más robustas – Son más estables y trabajan de modo más uniforme. – El propio combustible, al ser un producto petrolífero, actúa como lubricante de los engranajes, siendo su vida útil más larga.

Fig.20: Bomba de engranajes (esquema)

Caja del prensaestopas. Es sencilla y profunda, Eje ampliamente calculado elimina

sometida únicamente a aspiración, con lo que se

toda posibilidad de flexión.

reduce al mínimo el goteo.

Canales que aseguran libre circulación del líquido a través de los cojinetes. Engranajes Chevron de módulo especial, sin empuje Rodamientos de rodillos o bolas, según las

axial ni pérdida de líquido, gran superficie de

condiciones se servicio, doble hilera, de gran

contacto, resultan de alto rendimiento y larga

capacidad de carga, asegura larga duración y

duración.

alto rendimiento aún con líquidos de trasiego de caracteristicas no lubricantes.

Fig.20: Bomba de engranajes (sección)

Estaciones de regulación de gas de combustión Toda instalación para combustión de gas está constituida generalmente por: – Una estación principal de filtrado, de regulación y medida (ERM), instalada por la compañía distribuidora y que suministra el gas al utilizador a una presión de 3 a 5 bar. – Una estación reguladora secundaria, alimentada por la estación anterior, que regula la presión del gas, en general entre 0,3 y 1,25 bar. – Una red de tuberías, comprendiendo: • Un circuito de gas que une, de una parte, la estación principal con la estación secundaria y, de otra, la estación secundaria con los equipos de combustión.

• Un circuito de aire comprimido, limpio, desengrasado y seco, a una presión de 3 a 6 bar, destinado a la alimentación de los aparatos de regulación y seguridad. – Un conjunto de elementos de regulación y control, que mantienen el gas en condiciones óptimas, para una buena combustión. – Un conjunto de aparatos de seguridad, que protegen la instalación contra las anomalías de funcionamiento y regulación. – En su caso, un quemador para mantenimiento de una llama piloto, o encendido, por cada equipo de combustión. El encendido de estos quemadores se hace eléctricamente.

– Uno o varios equipos principales, que consumirán el gas mediante un proceso de combustión. La estación reguladora secundaria, comprende principalmente (Fig.21): – Un filtro (3), colocado a la llegada del gas y constituido por una cesta metálica de malla fina, situada en un cuerpo fácilmente desmontable para su limpieza. – En las instalaciones de marcha continua, se colocan dos filtros en paralelo con valvulería de seccionamiento, que permite la limpieza de la cesta sin parar la instalación. – Un regulador (5), que tiene como misión, mantener en el circuito hacia los equipos de combustión una presión constante, aproximadamente de 1 bar efectivo

Se pueden emplear diferentes tipos de reguladores: • Automotores (51), que utilizan el propio gas de la instalación como fluído motor. • Comandos (52), que son accionados por aire comprimido como fluído auxiliar. En las instalaciones importantes, es frecuente montar dos reguladores, manteniendo uno en reserva.

1. Válvula electroneumática de seccionamiento automático 2. Válvulas de seccionamiento de los filtros 3. Filtros de cesta con malla 4. Vlavulas de seccionamiento de los reguladores 5. Regulador de presión automotor, utiliza el gas como fluido motor 6. Manómetro 7. Manostato de exceso de presión de gas 8. Manostato de falta de presión de gas 9. Válvula de seccionamiento y bypass del regulador 10. Llave de seccionamiento del manómetro

Fig.21: Estación reguladora secundaria de gas

Ventiladores de aire de combustión Son los elementos destinados a enviar el aire comburente al cajón, común o individual, en el que están alojados los quemadores. En las instalaciones industriales el ventilador siempre se instala separadamente del quemador y, preferentemente, se aloja en un foso situado en el frente de la caldera, para amortiguar ruidos (el ventilador es el elemento más ruidoso de una central industrial), y para emplear menos espacio. Es frecuente equipar estos ventiladores con silenciadores acoplados al oído de aspiración, para reducir el nivel sonoro que producen. Tanto las calderas pirotubulares, como las acuotubulares realizan la combustión a sobrepresión, es decir, tienen los hogares y demás compartimentos estancos, y trabajan a sobrepresión interior.

Estos ventiladores se deberán prever e instalar, siempre, con los siguientes criterios: – El accionamiento del motor eléctrico al eje del ventilador será por correas y poleas. De este modo, se podrán realizar ajustes posteriores en el caudal impulsado, variando la velocidad de rotación, mediante la instalación de otros juegos de poleas y correas, lo que no permite una transmisión directa. – Entre el ventilador y elementos de impulsión al quemador, o el cajón de aire, se deberán instalar juntas flexibles, para amortiguar las vibraciones y absorber las dilataciones de la caldera.

Medios auxiliares Además de las bombas y ventiladores, existen otros elementos que complementan los equipos de combustión, permitiendo su correcto funcionamiento y vigilancia, diferentes según sea el combustible que utiliza el quemador. • Quemador para combustibles líquidos • Quemador para combustibles gaseosos

1) En el quemador para combustibles líquidos (El esquema de principio típico para fuelóleo se refleja en la Fig.22):

1. Ventilador 2. Flexible 3. Quemador 4. Enlace tambor 5. Válvula magnética de paso de fuel-oil 6. Válvula cierre rápido fuel-oil 7. Manómetro 6 kg/cm2 8. Válvula cuantitativa 9. Termómetro 10. Válvula cuello largo regulación presión circuito 11. Válvula cierre rápido fuelóleo 12. Válvula seguridad fuelóleo

13. Grupo moto-bomba fuelóleo 14. Filtro de fuelóleol 15. Válvula de paso fuelóleo 16. Válvula de paso gas 17. Manómetro de 0,6 bar 18. Manoreductor 19. Válvula de paso gas de encendido 20. Válvula reguladora de presión 21. Manómetro 22. Válvula magnética encendido 23. Botella de gas 24. Presostato aire secundario

Fig.22: Esquema típico para equipo de combustión de combustibles líquidos

Elementos esenciales que comprende: – La valvulería y elementos de control, que para una instalación de marcha continua suele ser: • Cuatro válvulas (15), para aislamiento de bombas y filtros de alimentación de combustible. • Cuatro válvulas (11), para seccionamiento de los circuitos de impulsión y retorno de combustible. • Dos válvulas cuantitativas (8), para regular el caudal de impulsión/retorno de combustible. • Dos válvulas manuales de cierre rápido (6), a la entrada de combustible a quemadores

• Dos válvulas manuales de cierre rápido (5), a la entrada de combustible a quemadores. • Dos válvulas de derrame (10), para mantenimiento de la presión en el circuito de combustible a los quemadores. – Elementos de seguridad sobre aire de combustión y el fuelóleo: • Un presostato (24), en el conducto de aire entre el ventilador y quemador para detectar baja presión. • Un presostato y un termostato en el colector de impulsión de las bombas (13), para detectar baja presión y baja temperatura del combustible respectivamente

El ejemplo de la Fig.22, corresponde a unos equipos de combustión con dos quemadores rotativos, con precalentamiento previo fuelóleo. Todos los elementos anteriormente enumerados están unidos entre sí por tuberías de acero, y pueden constituir un cuadro monobloc. – Circuito de aire comprimido: Sí existen válvulas neumáticas en los circuitos, el aire comprimido para su alimentación deberá ser desengrasado y seco, por ello, se suele aportar por un grupo moto-compresor, manteniendo la presión, aproximadamente de 6 bar efectivos.

– Elementos de seguridad sobre quemadores: Los quemadores tienen las siguientes seguridades, además de las ya mencionadas anteriormente: • Presostato de alta presión en caldera. • Célula de vigilancia de llama.

2) En quemadores para combustibles gaseosos (El esquema de principio típico para gas natural se refleja en la Fig.21): 1.

Válvula

electroneumática

seccionamiento automático 2. Válvulas de seccionamiento de los filtros 3. Filtros de cesta con malla 4. Válvulas de seccionamiento de los reguladores 5. Regulador de presión automotor, utiliza el gas como fluido motor 6. Manómetro 7. Manostato de exceso de presión de gas 8. Manostato de falta de presión de gas 9. Válvula de seccionamiento y by-pass del regulador 10. Llave de seccionamiento del manómetro

Fig.21: Estación reguladora secundaria de gas

Elementos esenciales que comprenden: – La valvulería y elementos de control, que para una instalación de marcha continua incluye normalmente: • Cuatro válvulas (2), de aislamiento de los filtros. • Tres válvulas (4) y (9), para seccionamiento y bypass en el caso del regulador automotor. La válvula para bypass se suele tener precintada para evitar una falsa maniobra. • Cuatro válvulas (4) y (9), para seccionamiento y bypass en el caso de regulador comandado. • Un manómetro (6), con su llave de seccionamiento (10), en el circuito regulado.

– Elementos de seguridad sobre la presión del gas: • Un manostato (7), con su llave de seccionamiento (10), para el exceso de presión. • Un manostato (8), con su llave de seccionamiento (10), para la falta de presión. • Una válvula neumática (1), colocada a la llegada del gas a la estación secundaria que asegura el cierre inmediato por falta o exceso de presión al actuar el manostato correspondiente sobre la válvula piloto electromagnética de alimentación de aire a la válvula principal.

El conjunto de la válvula electro-neumática principal (1) se elige de manera que la falta de aire comprimido, o la falta de corriente eléctrica, cierre la válvula.

En las instalaciones para grandes potencias, equipadas con una buena regulación automática del consumo de gas, se puede prescindir de esta estación reguladora secundaria.

Todos los elementos anteriormente enumerados están unidos entre sí por tuberías de acero y pueden constituir un cuadro monobloc.

Los elementos esenciales de la rampa de gas en el frente de caldera, son las siguientes ( Fig.23):

1. Colector principal de gas 2. Colector llegada de gas a rampa de equipos de combustión 3. Vávula manual para seccto. general del gas 4. Válvula manual para seccto. de rampa 5. Válvula neumática de seccto. automático de rampa 6. Válvulas electromagnéticas para piloto de las válvulas neumáticas 7. Válvula neumática de puesta a la atmósfera 8. Válvula reguladora progresiva de la presión 9. Válvulas manuales para seccto. de equipos de combustión 10. Manguera flexible llegada gas a rampa 11. Equipos de cimbustión 12. Manostato de falta y exceso de presión de gas en rampa 13. Manómetros con llave de seccto. 14. Quemadores auxiliares de encendido 15. Válvulas electromagnéticas seccto. de quemadores auxiliares 16. Válvulas manuales para seccto. de quemadores auxiliares 17. Válvula manual en circuito de quemadores auxiliares 18. Válvulas neumáticas para seccto. de equipos de combustión 19. Filtros de gas 20. Mangueras flexibles llegada gas a quemadores auxiliares 21. Válvula manual de purga de aire

Fig.23: Rampa de gas típica

Considerando el caso clásico, para una información general, de una estación de regulación secundaria alimentando a dos equipos de combustión para hogar y a varios hogares, situados todos en la misma nave, se pueden distinguir los siguientes circuitos con los correspondientes elementos: – Circuito de gas: Partiendo de la estación secundaria se encuentra: - Un colector principal (1), constituído por una tubería de acero montada con bridas soldadas y juntas de Klingerit. - Una válvula (3) manual, para seccionamiento , montada sobre el colector principal. Esta válvula se suele situar fuera de la nave, permitiendo el cierre en caso de accidente grave.

- Un colector (2), de llegada de gas a la rampa de fachada de cada hogar. - Una válvula (4) manual, para seccionamiento de la rampa de fachada. - Un filtro (19), de cesta metálica, de malla fina, para cada rampa de fachada. - Un colector de acero con salida para los dos equipos de combustión y, opcionalmente, para los dos quemadores de encendido (14). - Un tramo de tubería en acero para purga de la rampa de fachada, que termina fuera de la nave con una válvula manual (21), de seccionamiento. - Una válvula seccionamiento.

manual

(21),

- Una válvula reguladora (8), progresiva, de la presión del gas.

- Dos manómetros (13), con llaves de seccionamiento, antes y después de la válvula reguladora.

- Alimentar las válvulas neumáticas de seguridad. - Refrigerar las células de control de llama.

- Una manguera flexible (10), para unión del colector de llegada con el de los equipos de combustión.

- Alimentar el regulador de presión, sino es del tipo automotor.

- Dos válvulas (9) manuales, para seccionamiento de los equipos de combustión.

El consumo de aire comprimido es pequeño, aproximadamente 1,5 m³/h, por rampa de gas, y destinado para el funcionamiento del regulador de presión.

– Circuito de aire comprimido: El aire comprimido debe ser desengrasado, seco y limpio, por ello, se suele aprovechar por un grupo moto-compresor, manteniendo la presión, aproximadamente, de 6 bar efectivos. Se debe montar en cada rampa de gas la tubería necesaria para:

Las válvulas neumáticas de seguridad solo utilizan el aire comprimido para maniobra de la apertura o cierre, es decir, el consumo es prácticamente nulo. Todos los combustibles gaseosos pueden formar con el aire una mezcla detonante, por lo que se deben proyectar las instalaciones con las protecciones siguientes:

–

Seccionamiento de la llegada de gas: Es importante que, enseguida de la aparición de una anomalía de funcionamiento, sea puesto en acción el elemento de seguridad que corta la llegada de gas a la rampa de gas del hogar, o a alguno de los equipos de combustión, dependiendo de la naturaleza de la anomalía. - El disparo de uno de los manostatos de presión de gas o la detección de falta de aire de combustión debe producir el cierre de la llegada de gas a la rampa de gas del hogar. - La acción de una célula fotoeléctrica, que controla la llama del equipo sobre el que está instalada debe provocar el cierre inmediato de la llegada de gas al equipo de combustión correspondiente.

La mayoría de las veces estas maniobras de cierre son ordenadas automáticamente por los aparatos de seguridad, pudiéndose distinguir dos tipos de instalaciones, en función del número de equipos de combustión por hogar, que condicionan la necesidad de algunos elementos: - Si el hogar solamente tiene instalado un equipo: Los manostatos de gas, el detector de falta de aire y la célula de vigilancia de la llama, actúan sobre el sistema de cierre situado en el conducto de llegada de gas a la rampa. Es decir, el exceso o falta de presión de gas, la falta de aire o la extinción de llama, provocan el cierre inmediato del paso de gas al equipo.

- Si el hogar tiene instalados más de un equipo:

–

Maniobras en rampa de gas con dos equipos de combustión (Fig.23).

Los manostatos de gas y el detector de falta de aire actúan sobre el sistema de cierre situado en el conducto de llegada de gas a la rampa.

- Para asegurar un cierre seguro de la llegada del gas y evitar cualquier riesgo de entrada al hogar se emplean los siguientes elementos:

La célula de vigilancia de la llama de cada uno de los equipos de combustión, actúa sobre el sistema de cierre situado en el conducto de llegada de gas al equipo correspondiente.

• Una válvula neumática (5), con su electroválvula piloto (6), montada sobre el colector de llegada a la rampa de gas.

En general se puede decir que la acción de los manostatos de gas y del detector de aire de combustión obligan al cierre de la llegada de gas a todos los equiposy que la acción de alguna célula fotoeléctrica obliga al cierre de la llegada de gas al equipo correspondiente.

• Una válvula neumática (7), con su electroválvula piloto (6), montada al final del colector, para comunicación a la atmósfera por fuera de la nave. • Una válvula neumática (18), con su electroválvula piloto (6), para cada quemador, montada sobre el colector de llegada al equipo.

Fig.23: Rampa de gas típica

El mando automático y tipo de estas válvulas debe ser de tal forma que el cierre de las válvulas de corte de gas obligue a la apertura de la válvula de puesta a la atmósfera. Cualesquiera que sean las condiciones particulares adoptadas para las seguridades es necesario respetar de una forma absoluta las condiciones siguientes: • La desaparición o variación de las condiciones particulares normales previstas para el funcionamiento debe obligar de una manera irreversible al cierre de todas las válvulas de corte.

• La falta de corriente eléctrica, o una suspensión del suministro de aire comprimido, debe entrañar inmediatamente la detención de la llegada de gas a la rampa de gas. Esto implica la instalación de una alimentación eléctrica independiente, por batería de acumuladores, y de un depósito de aire comprimido de seguridad. - Para consumos de gas muy importantes, las válvulas electroneumáticas se sustituyen por válvulas con servomotor eléctrico, o neumático.

Es importante, para la seguridad de una instalación, que el funcionamiento de los equipos de combustión esté colocado bajo control permanente de aparatos de alarma y seguridad de corte, que puedan evitar las condiciones favorables a la formación de la mezcla explosiva. Independientemente de las falsas maniobras de encendido, que la estricta aplicación de las normas y una instrucción conveniente al personal suelen evitar, el peligro puede aparecer durante el funcionamiento a régimen normal de la instalación por una de las siguientes causas:

− Aparición de inquemados en el gas de combustión. − Extinción imprevista de la combustión, continuando la entrada de gas sin quemar en el hogar.

APARICIÓN DE INQUEMADOS La aparición de inquemados en el gas de combustión puede ser controlada permanentemente por un aparato analizador. Este aparto no es, general, absolutamente obligatorio, si tienen en cuenta las siguientes advertencias: a) El exceso de aire de combustión admitido en marcha industrial, debe ser sensiblemente superior al exceso de aire mínimo determinado durante el periodo de pruebas, para así evitar los inquemados.

b) En el caso de marcha mixta (gas-combustible líquido), la insuficiencia de aire de combustión es inmediatamente detectada por la aparición de humos en la chimenea producidos por la combustión incompleta del combustible líquido.

EXTINCIÓN DE LA COMBUSTIÓN Los peligros derivados de la extinción imprevista de la llama son relativamente fáciles de prevenir, pues la extinción es debida, en la casi totalidad de los casos a que, por una causa fortuíta, la proporción de aire/gas a la salida del quemador sobrepasa los límites de inflamabilidad. El origen del desajuste puede ser:

• Un manostato detectando el exceso de presión de gas. • Un detector de falta de aire comburente. • Un dispositivo detectando extinción de la llama. Todos estos aparatos actúan sobre las válvulas de seccionamiento de la llegada de gas a la rampa de gas, y/o a cada uno de los equipos.

• Una falta de gas. – Manostatos de baja y alta presión de gas: • Un exceso de gas. • Una falta de aire comburente. • Una maniobra defectuosa. Los aparatos clásicos para evitar estos riesgos suelen ser: • Un manostato detectando la baja presión de gas.

Los dos manostatos pueden ser sustituidos por uno solo, de doble contacto controlado, después de la válvula reguladora progresiva, a las condiciones de falta o exceso de presión del gas a la llegada a la rampa de fachada.

– Detector de falta de caudal de aire comburente: Se puede utilizar un contacto eléctrico, dispuesto sobre el contactor del mando del motor del ventilador, que permite controlar el funcionamiento o parada del motor. Se puede, igualmente, emplear un manostato sensible a las bajas presiones del aire, cuando el ventilador funciona a caudal mínimo para el menor consumo del equipo de combustión. – Detector de extinción de llama: Aunque los manostatos de seguridad antes descritos detectan como última consecuencia la falta de llama, se recomienda, con carácter de necesidad, prevenir esta falta de llama que se puede producir sin razón aparente.

Los dispositivos usados para la detección de llama en los equipos industriales de combustión son: - El electrodo de ionización. - La célula fotoeléctrica.

a) Electrodo de ionización (Fig. A) El principio de este dispositivo es una ampliación, de una parte, de la conductividad de la superficie ionizada de la llama y, de otra parte, del restablecimiento de corriente alternativa entre dos electrodos, que son respectivamente la llama y la masa metálica del equipo. El control de llama por este sistema es positivo y seguro, aunque pueden presentarse los inconvenientes siguientes:

• El deterioro rápido de los electrodos, obligando a sustituciones sistemáticas y frecuentes. • La imposibilidad de usarlo en una combustión mixta, pues la llama del combustible líquido (principalmente fuelóleo) provoca el engrase del electrodo.

1. Cuerpo tubular 2. Electrodo de ionización 3. Electrodo de encendido 4. Tubo de llegeda de gas 5. Cuerpo 6. Carter 7. Faldon 8. Director 9. Deflector 10. Piloto 11. Interruptor 12. Tobera de gas 13. Junta 14. Soporte 15. Transformador de encendido 16. Relé de detección de llama

Fig. A: Electrodo de ionización

b) Célula de control de llama (Fig. B) Es el único dispositivo admisible para la combustión de gas, gas y fuelóleo o solo fuelóleo. Es, sin embargo recomendable, que las células que se utilicen sean sensibles a los rayos ultravioletas, pues en el comienzo de la llama hay abundancia de estas radiaciones (cualquiera que sea la calidad del combustible: gas, fuelóleo, etc.). Las células «UV» disponibles en el mercado permiten detectar los rayos ultravioletas de muy pequeña intensidad, si bien, es preciso orientar el detector casi paralelamente el eje del equipo de combustión y regular la sensibilidad del objeto electrónicamente, o por un diafragma.

Es fácil controlar con precisión la llama de cada uno de los equipos de combustión instalados en el hogar y conservar entre cada célula una muy buena selectividad de la detección. La célula asignada a cada equipo no ve los bordes o la cola de la llama del equipo contiguo.

1. Dispositivo de mando con botón de puesta en marcha del quemador 2. Transformador de encendido 3. Cámara de compresión con clapeta de aire a cierre automático 4. Tapa de la carcasa 5. Cárter del quemador 6. Caña del pulverizador 7. Tubo de llama 8. Cabeza de combustión con electrodos de encendido 9. Regulación de la presión de aire lado combustión 10b. Servomotor para la regulación del caudal de aire 11. Vigilancia de la llama 12. Conector del quemador 13. Bomba de gasóleo 14. Motor 15. Tubos flexibles

Fig. B: Célula de vigilancia de llama

Sistemas de regulación de la carga La regulación de la carga de las calderas industriales se realiza dependiendo de los dos tipos esenciales de energía que producen: – Generando vapor – Generando agua sobrecalentada. 1) Generando vapor: La señal primaria de gobierno es el valor de la presión efectiva del propio vapor generado, que se toma a la salida de la caldera (a la salida del sobrecalentador, cuando dispone de él), por medio de un transmisor (Fig.24), que a través del correspondiente convertidor la transforma en señal de salida de 4 a 20 mA que llega al regulador principal del sistema (Ejemplo en Fig.25). Este regulador compara la señal recibida con su valor de consigna y

posiciona las válvulas de combustible. El fabricante del sistema de combustión tiene establecida una curva de combustión en la que, para cada porcentaje de carga, le corresponde una posición de las válvulas de combustible y, a su vez, a cada posición de las válvulas de combustible, le corresponde una posición de las clapetas de regulación del aire de combustión a los quemadores. Obteniéndose en cada punto de esta curva el coeficiente de exceso de aire, y un contenido de CO 2 , en los humos. Las válvulas de combustible y las clapetas del aire de combustión van variando su posición, en función de la variación del valor de la presión del vapor o, lo que es lo mismo, de la demanda de carga de la caldera.

1. Brida de conexión al proceso 2. Cuerpo de la célula de medida 3. Membrana 4. Junta anular 5. Sensor capacitivo de Silicio para presión 6. Convertidor A/D 7. EEPROM en la célula de medida 8. EEPROM en la electrónica 9. Microprocesador 10. Convertidor D/A 11. Módulo de comunicación, (sólo en la versión programable) 12. Indicador analógico 13. Indicador digital (ambos opcionales)

Ia Señal de salida Pe Presión de entrada Uh Tensión de alimentación

Fig.24: Diagrama de función de transmisor de presión

Fig.25: Regulador de la alimentación de agua a caldera

La banda de regulación de la carga tendrá como valor máximo, el 100% de la carga (MCR), y como valor inferior, la carga que corresponde del mínimo técnico del sistema.

- Regulación todo/nada: En la que los quemadores se encienden y apagan al descender o sobrepasar un determinado valor de consigna.

2) Generando agua sobrecalentada: - Regulación a escalones (normalmente dos): La señal primaria de gobierno, en este caso, es el valor de la temperatura de impulsión del agua sobrecalentada que se toma a su salida de la caldera por medio de un transmisor, que a través del correspondiente convertidor, la convierte en señal de salida de 4 a 20 mA que llega al regulador principal continuando el proceso como en el caso anterior de las calderas generadoras de vapor. Los casos genéricos descritos anteriormente son los que corresponden a un sistema de regulación modulante o continua, sin escalones. Existe la posibilidad de equipar los sistemas de regulación de carga con criterios menos exigentes, a saber:

En la que los quemadores se encienden a carga mínima, o se sitúan a carga máxima, en función de la demanda en el consumidor. Ambos sistemas de escalones están en desuso y completamente desaconsejados en las calderas industriales, ya que perjudican su rendimiento térmico cuando el objetivo actual es justamente el contrario, es decir, optimizar estos rendimientos, habida cuenta de alto precio de los combustibles y de su evidente incidencia en la amortización de las inversiones.

Sistema de alimentación de agua Existen dos conceptos completamente distintos para los sistemas de alimentación de agua a las calderas industriales, dependiendo de los dos tipos esenciales de energía que producen: – Generando vapor. – Generando agua sobrecalentada. En ambos casos se tendrá en cuenta el contenido del Articulo 20, de la ITC-MIE-AP1, del Reglamento de Aparatos a Presión, que presenta el cumplimiento de la NORMA UNE 9-075, sobre las calidades del agua de alimentación, o aportación a las calderas (TABLAS 3,4 y 5, de la NORMA UNE 9-075, de octubre 1992, que se adjuntan). Deberá entenderse que las prescripciones de la mencionada NORMA UNE 9-075, representan los valores nominales a mantener según la reglamentación, pero que el usuario deberá respetar escrupulosamente los valores limites que prescriba en su caso el fabricante de la caldera, que serán normalmente más exigentes.

Tabla 3: Agua de alimentación en calderas pirotubulares

1) En el caso de alta concentración de materias orgánicas no oxidables con Mn O 2 K y si oxidables con Cr O3 K2 se consultará a un especialista.

Tabla 4: Agua en el interior de las calderas pirotubulares

1) Las concentraciones de Si O2 en el agua de la caldera guardarán la relación: Si O2 (mg/l) / m (m mol/l) <12,5 En aquellos casos en que existe un sobrecalentador, se limitará a 100mg/l para p<1,96MPa, 20 bar y a 75mg/l para presiones superiores.

Tabla 5: Agua en el interior de las calderas acuotubulares

1) Los valores reales hasta este límite dependerán de la salinidad del agua de alimentación y de la calidad del vapor deseado. 2) Los valores reales serán directamente proporcionales a los valores de salinidad del agua dentro de la caldera. 3) Estos valores se ajustarán en función de la calidad del vapor requerido.

- En las calderas que generan vapor, el caudal de alimentación de agua será la suma de caudal de vapor generado, más los caudales de purgas que se realicen. En estas calderas, parte del agua de su interior se convierte en vapor, y la parte que no se vaporiza va aumentando el contenido de sales, que no arrastra el vapor generado, elevando consecutivamente su concentración. Las purgas se realizan para mantener esa concentración de sales dentro de valores admisibles. - En las calderas que generan agua sobrecalentada, normalmente, no se consume esa agua sobrecalentada en los procesos, por lo que, únicamente habrá que reponer el agua perdida en eventuales fugas y purgas. Evidentemente, el caudal de agua de aportación en estas calderas es mucho menor que en las calderas que generan vapor, y la concentración del agua sobrecalentada en el interior de los circuitos y de la propia caldera no varía apenas. A continuación se tratan los diversos componentes del sistema de alimentación: • Tratamiento de agua • Depósito de alimentación y desgasificador • Bombas de alimentación • Sistemas de regulación

Tratamiento de agua El tratamiento de agua de alimentación, o reposición, tendrá como misión el acondicionar las aguas brutas disponibles en cada caso para que cumplan las prescripciones de los fabricantes de calderas. El tratamiento a prever no podrá ser por tanto siempre el mismo, si no que dependerá de las características de las aguas brutas.

En las TABLAS 1 y 2, adjuntas, se relacionan respectivamente de manera resumida las impurezas más importantes de las aguas brutas disponibles y los respectivos tratamientos para transformarlas en aguas de alimentación o reposición de calderas.

Tabla 1 IMPUREZA

FORMULA

FORMA

EFECTOS

Dióxido de carbono

CO2

Gas disuelto.

Corrosión y bajo pH, si la alcalinidad es baja.

Sulfuro de hidrogeno

SH2

Gas disuelto.

Corrosión.

Oxigeno

Gas disuelto

Corrosión.

Turbiedad o materias en suspensión

Sólidos no disueltos

Depósitos en tuberías, aparatos, calderas.

Color y orgánica

Sólidos disueltos o no Ensuciamiento y espumas. disueltos

Aceite

Coloidal

Depósitos y espumas.

Dureza

Ca+ -, MG++

Sólidos disueltos.

Incrustaciones.

CO3H-

Sólidos disueltos

Espumas, arrastres, desprendimiento de CO 2 fragilidad cáustica.

materia

Alcalinidad

CO3=. OHSulfatos

SO4=

Sólidos disueltos

Aumento salinidad. Con incrustiones muy duras.

Ca++

Cloruros

Cl-

Sólidos disueltos

Aumenta salinidad y corrosividad.

Sílice

SiO2

Sólido disuelto. veces colidal

forma

A Incrustaciones. Depósitos sobre turbina

Hierro, manganeso

Fe, Mn

Sólido disuelto

Depósitos en tuberías y caldera.

Sólidos disueltos

En alta concentración, depósitos en turbina.

forman

espumas

IMPUREZA

Tabla 2

TRATAMIENTO

Aireación (por tiro de aire). Desgasificador a vacío Desgasificador térmica Aireación. Sulfuro de hidrógeno Coagulación con sales de hierro. Cloración. Desgasificación a vacío Oxigeno Desgasificación térmica Filtración con o sin coagulante Turbiedad Coagulación en clarificador. Coagulación en clarificador más filtración. Color, materia Coagulación, cloración y filtración Filtración en carbón activo. orgánica Dióxido de carbono

Aceite (coloidal). Dureza

Coagulación en clarificador y filtración Filtración con pre-floc (aceite < 50 ppm.). Ablandamiento con suavizadores. Ablandamiento con cal, frío o caliente. Ablandamiento con cal y suavizadores (proceso caliente). Ablandamiento, ciclo H débil Desmineralización.

RESIDUO NORMAL 5-10 ppm. 2-5 ppm. 0-2 ppm. 0-1 ppm. 0-0.5 ppm. 0 ppm. 0-0,3 ppm. 0-0,007 ppm. 0-1 ppm. 5-10 ppm. 0-1 ppm. Color 5-10 ppm. Variable Variable 0,5-1 ppm. 0-2 ppm. CaCO3 Variable 0-2 ppm. CaCO3 Variable 0-2 ppm. CaCO3 Variable 35 ppm. CaCO3 20 ppm. CaCO3 20-30 ppm. CaCO3 5-15 ppm. CaCO3 0-5 ppm. CaCO3 0-5 ppm. CaCO3 25 ppm, CaCO3 0-5 ppm. CaCO3 0-5 ppm. CaCO3

Cloruros

Descarbonotación con cal en frío Descarbonotación con cal en caliente. Descarbonotación ciclo H débil Descarbonotación ciclo Cl ¯ Desmineralización Desmineralización Precipitación con bario en clarificador Desulfatación ciclo Cl ¯ Desmineralización

Nitratos

Desmineralización

0-1 ppm. CaCO3

Sílice

Tratamiento con cal en caliente. Desmineralización Aireación y filtración (poco hierro). Aireación, clarificación y filtración (mucho hierro).

2 ppm. Si O2 0.02-1 ppm. Si O2 0,1-03 ppm. 0,1-03 ppm.

Alcalinidad Alcalinidad

Sulfatos

Hierro

Depósito de alimentación y desgasificador Una variedad de tratamiento del agua de alimentación de calderas es la desgasificación térmica. Por ser un tratamiento especifico común a la alimentación de calderas industriales, es merecedor de describirlo por separado. La desgasificación térmica se basa en el fenómeno físico por el que la solubilidad de un gas disuelto en agua (que no haya reaccionado químicamente con él) disminuye al aumentar la temperatura de ese agua, de manera que, tiende a anularse cuando se alcanza la temperatura de saturación correspondiente a la presión existente Eso quiere decir que, a medida que vamos calentando el agua en el desgasificador se irán desprendiendo los gases disueltos, de manera que se habrá eliminado la práctica totalidad al alcanzar la temperatura de saturación a la presión de servicio.

Existen dos tipos esenciales de desgasificador térmico: – Desgasificador en cascada (Fig.26): En los que el agua tratada cae a través de unas bandejas, a contracorriente a través del vapor de calentamiento, desprendiéndose los gases hacia la cúpula del desgasificador, saliendo a la atmósfera junto con los gases incondensables.

1. Desgasificador en cascada 2. Depósito de alimentación 3. Válvula motorizada 4. Válvula reductora de presión 5. Filtro 6. Válvula de seguridad 7. Indicador de nivel 8. Interruptores de nivel 9. Válvula de venteo 10. Manovacuómetro 11. Termómetro 12. Diafragma de salida de vahos 13. Válvula de retención 14. Válvula de vaciado 15. Refrigerador de muestras 16. Desagüe

Fig. 26: Esquema típico de desgasificador en cascada

– Desgasificador por pulverización (Fig.27): En los que el agua tratada entra pulverizada, a contracorriente a través del vapor de calentamiento, desprendiéndose los gases disueltos y operando del mismo modo que en el desgasificador en cascada.

Fig.27: Esquema típico de desgasificador por pulverización

1. Desgasificador por pulverización 2. Depósito de alimentación 3. Válvula motorizada 4. Válvula reductora de presión 5. Filtro 6. Válvula de seguridad 7. Indicador de nivel 8. Interruptores de nivel

9. Válvula de venteo 10. Manovacuómetro 11. Termómetro 12. Diafragma de salida de vahos 13. Válvula de retención 14. Válvula de vaciado 15. Refrigerador de muestras 16. Tobera de pulverización 17. Desagüe

Bombas de alimentación de agua El agua así desgasificada, se acumula en la parte inferior del desgasificador, en el depósito de almacenamiento del agua de alimentación. Se aconseja que el tamaño del depósito de alimentación sea tal, que la capacidad útil acumulada permita una hora de funcionamiento de la caldera como mínimo sin reponer agua tratada, como reserva en caso de averías del sistema de tratamiento.

Según el Reglamento de Aparatos a Presión, las calderas industriales provistas de quemadores de combustibles líquidos, o gaseosos, deben estar equipadas como mínimo con un sistema de bomba de alimentación. El tipo de bombas generalmente utilizado en las instalaciones de calderas industriales es la centrífuga, de varias etapas (Fig.28), con una curva Q-H (caudal-altura manometrica), que no sea plana (Fig.29), y con el punto de diseño cercano al rendimiento máximo.

Fig.28: Bomba Centrífuga de cuatro etapas (sección longitudinal)

Habrá que prestar especial atención a que el NPSHR requerido de la bomba, sea mayor que NPSH D disponible de la instalación, incrementando, este último, en las pérdidas de carga de su aspiración para evitar cavitaciones. HPSHR > NPSHD + S pérdidas de carga de su aspiración. El material del cuerpo de las bombas puede ser de GG-25 para las de alimentación y reposición de agua a la caldera o al sistema, siempre que la temperatura del agua bombeada no exceda los 110ºC. Para la circulación de agua sobrecalentada con temperaturas mayores de 120ºC este material será GGG-25 como mínimo.

Fig.29: Curva característica típica de bomba centrífuga

Sistemas de regulación En las calderas de generación de vapor los sistemas tradicionales de regulación de la alimentación pueden ser de dos tipos: – Todo/Nada – Continua En las calderas industriales de vapor no se utiliza el sistema de regulación Todo/ Nada, por lo que se tratará, exclusivamente, el sistema de regulación continua. El sistema típico de alimentación y reposición se representa para los siguientes casos, y comprende: 1) Para una caldera pirotubular de generación de vapor (Fig.30):

1. Depósito de almacenamiento de agua de alimentación 2. Válvula de seccionamiento 3. Filtro de cesta 4. Válvula de retención 5. Grupo motobomba 6. Válvula de seccionamiento y by-pass 7. Válvula de regulación motorizada 8. Válvula de retención 9. Válvula de seccionamiento 10. Transmisión de nivel 11. Caldera pirotubular de vapor 12. Caldera acuotubular de vapor 13. Caldera acuotubular de agua sobrecalentada 14. Depósito de expansión

Fig.30: Sistema de alimentación de agua-Caldera pirotubular de vapor

- Un depósito de almacenamiento de agua de alimentación (1), con desgasificador.

- Una válvula de seccionamiento (8), y otra de retención (9), a la entrada a la caldera.

- Un juego de válvulas de seccionamiento (2), del grupo motobomba.

- Un transmisor de nivel (10), instalado en la caldera.

- Un filtro (3), y una válvula de retención (4),

- Una caldera pirotubular (11), de vapor.

por cada grupo motobomba. - Un grupo motobomba (5). - Un juego de válvulas de seccionamiento y bypass (6), de la estación de regulación de nivel. - Una válvula reguladora de nivel (7), que puede ser motorizada, o de accionamiento neumático.

2) Para una caldera acuotubular de vapor (Fig.31):

- Un juego de equipos (1) a (9), como en el caso anterior. - Un transmisor de nivel (10), instalado en el calderín superior de la caldera. - Una caldera acuotubular (12), de vapor.

Fig.31: Sistema de alimentación de agua-Caldera acuotubular de vapor

3) Para una caldera acuotubular de generación de agua sobrecalentada (Fig.32): 1. Depósito de almacenamiento de agua de alimentación 2. Válvula de seccionamiento 3. Filtro de cesta 4. Válvula de retención 5. Grupo motobomba 6. Válvula de seccionamiento y by-pass 7. Válvula de regulación motorizada 8. Válvula de retención 9. Válvula de seccionamiento 10. Transmisión de nivel 11. Caldera pirotubular de vapor 12. Caldera acuotubular de vapor 13.Caldera acuotubular de agua sobrecalentada 14. Depósito de expansión

Fig.32: Sistema de reposición de agua-Caldera acuotubular de agua sobrecalentada

- Un depósito de almacenamiento de agua de alimentación (1). - Un juego de equipos (2) a (5), como en el caso anterior. - Una válvula de seccionamiento (9), a la entrada al depósito de expansión. - Un transmisor de nivel (10), instalado en el depósito de expansión. - Una caldera acuotubular (13), de agua sobrecalentada. Esta caldera podría ser también una pirotubular inundada de agua sobrecalentada .

- Un depósito de expansión (14), que absorbe las variaciones de volumen del agua sobrecalentada en función de su temperatura. En este caso, no se prevé la válvula de regulación continua de nivel (7), como en las calderas de vapor. Como ya se indicó anteriormente, en el apartado Sistemas de Alimentación de Agua, en las instalaciones con caldera de agua sobrecalentada solamente se precisa la aportación de agua equivalente a las eventuales fugas de los circuitos. El depósito de expansión se deberá dimensionar para que su volumen útil pueda absorber la dilatación total del agua entre su nivel mínimo establecido (agua a temperatura ambiente) y el máximo previsto (agua a la temperatura resultante en el depósito de expansión, a máxima carga de la caldera).

Será, solamente, cuando el nivel real establecido se sitúe por debajo del mínimo nominal previsto en el depósito de expansión, cuando se pondrá en servicio la motobomba para restituir el agua que falta y pararse al restablecerse el nivel mínimo nominal.

Nivel en la caldera:

Los esquemas representados en las Fig.30 y 31, correspondientes a sistemas de regulación a un punto, el valor del nivel medio será el registrado en el transmisor de nivel (10), instalado en la caldera.

Caudal de vapor generado:

En sistemas más completos, en función de las necesidades de producción, la regulación de la alimentación se puede prever a dos e, incluso, a tres puntos, o variables, a saber:

Midiendo el valor real

Primer punto

Caudal del agua de alimentación: Mide el caudal instalado en el tramo

Segundo Punto

de impulsión de la bomba.

Mide el caudal instantáneo a la

Tercer punto

salida de la caldera Este sistema de regulación corrige la orden del transmisor de nivel sobre la válvula reguladora, teniendo en cuenta las tendencias instantáneas de demanda del consumidor, y de caudal que se bombea, e incidiendo sobre la acción de apertura o cierre de la propia válvula reguladora. El usuario debe decidir, o hacerse asesorar en su caso, en función de sus necesidades particulares de producción.

Recuperadores del calor de los humos Los humos que se generan en la combustión atraviesan las distintas partes de la caldera cediendo su calor y reduciendo su temperatura hasta evacuarse al exterior por la chimenea. Se diferencian dos conceptos que, teniendo el mismo objetivo, se conciben con diseño distinto: – Economizadores. – Recuperadores del calor de los humos. En ambos casos, se persigue la reducción de la temperatura de los humos, dentro de limites admisibles, para que cedan su calor a un fluído. Son por tanto, intercambiadores de calor, generalmente formados por paquetes tubulares, pero con las siguientes diferencias esenciales: – Economizadores (Fig. D): • En ellos se produce siempre el precalentamiento del agua de alimentación en las calderas que generan vapor antes de entrar al calderín superior (Fig.7). En las calderas de agua sobrecalentada se produce el precalentamiento del agua de retorno antes de distribución a la cámara de combustión. (Fig.6,8 y 9).

Fig. D: Sección de una caldera con economizador.

• Van generalmente incorporadas al cuerpo de caldera, excepto en algunas calderas de vapor de dos calderines en las que se instala separadamente (Fig.7). – Recuperadores del calor de los humos (Fig. C):

Fig. C: Caldera de agua sobrecalentada con recuperador de calor de los humos.

• En ellos se produce el calentamiento, con los humos, de un fluído que pueden ser ajeno, o no, a la propia caldera. • Se instala como complemento de una caldera aunque ésta ya disponga de economizador. • Casos típicos de recuperadores de calor de los humos son los que se instalan a su salida de las calderas pirotubulares (que por su diseño no incorporan economizador), calentando fluídos del proceso, aire de combustión, etc. – Limitaciones: Evidentemente, no será posible reducir la temperatura de los humos hasta el valor que queramos. Existen los siguientes limites técnicos en el diseño de los recuperadores del calor de los humos: • Los humos procedentes de los combustibles líquidos derivados del petróleo (gasóleo y fuelóleo) tienen azufre entre sus componentes. En la combustión, que es una reacción exotérmica, este azufre se une al oxígeno del aire comburente formado anhídrido sulfuroso que es inestable y reacciona fácilmente con el vapor de agua, también procedente de la combustión, formándose ácido sulfúrico según el siguiente esquema simplificado: CNH2N+2+S+02=CO2+SO3+H2O+O2=CO2+H2O+S04H2 El punto de rocío del anhídrido sulfúrico, corresponde a una temperatura de, aproximadamente, 130ºC, por lo que no se podrá poner en contacto los humos con ninguna superficie a temperatura

igual, o inferior, a ella. Si lo hace, se condensa y forma ácido sulfúrico que corroe rápidamente todos los elementos metálicos. • La otra limitación procede de la propia situación térmica, a saber: Los recuperadores son intercambiadores de calor, en los que el fluído a calentar circula por el interior de un haz tubular, por cuyo exterior circulan los humos a contracorriente. Las diferencias de temperaturas entre los humos y el fluído no podrán ser muy pequeñas (alrededor de los 30 a 40ºC, como mínimo) para que la construcción sea viable y rentable. Por ejemplo, si tenemos que la temperatura de los humos varía de 200ºC (salida caldera), a 110ºC (salida recuperador), las temperaturas del fluído a calentar tendrán como limitación 80ºC (entrada recuperador), y 170ºC (salida recuperador), respectivamente. – Conclusiones: • La pérdida de rendimiento mayor en cualquier caldera se produce por el calor que se evacua con los humos, del 5 al 15%, según los casos. • Cualquier sistema de recuperación del calor de los humos representará, por tanto, una sensible mejora en el rendimiento y una economía en el gasto de combustibles. • La mejora de rendimiento que se produce por la instalación de un receptor del calor de los humos oscila, normalmente y según los casos, entre el 1% y el 5% aproximadamente.

Ejemplo práctico: Caldera de generación de agua sobrecalentada: • Potencia máxima al 100% de carga:

N= 10.000.000 kcal/h

• Temperatura de entrada/salida del agua:

t1/t2 = 140/180ºC

• Temperatura de salida de los humos:

tH1 = 250ºC

• Rendimiento térmico de la caldera:

η1 = 90%

• Consumo de fueloil, en estas condiciones:

GFO = 1.145 kg/h

• Poder calorífico inferior del fueloil:

Hi = 9.700 kcal/kg

Se instala un recuperador de calor de los humos con una batería de tubos, por lo que circula el agua sobrecalentada de la caldera, obteniéndose los siguientes valores:

• Temperatura de entrada/salida de los humos:

tH1/tH2 = 250/18

• Calor recuperado de los humos:

NR = 357.240 kcal/h

• Temperatura de entrada/salida del agua sobrecalentada a través del recuperador:

tA0/tA1 = 138,53/140ºC

• Nuevo rendimiento térmico de la caldera: 10.000.000 + 357.240 η2 =

X 100 = 93,25 %

9.700 . 1.145

Hemos mejorado el rendimiento térmico, del 90 al 93,25 %

• Introducción • Optimización del mantenimiento • Programas de mantenimiento

Introducción Hace relativamente pocos años, hasta aproximadamente la década de los 80, el precio de los combustibles estaba en niveles realmente bajos y, de manera similar, el porcentaje del coste de la mano de obra tenía proporcionalmente menor incidencia en los presupuestos del personal propio de plantilla de las empresas. Las anomalías que surgían en la explotación de las instalaciones industriales se corregían mediante las necesarias reparaciones con el personal propio sin prestar excesiva atención a los rendimientos. Al cambiar esta situación, primero, con la rápida subida en los precios de los combustibles y segundo con la elevación de los salarios, se vio la necesidad de adecuar los criterios de optimización y prevención de las actividades de mantenimiento y se aprueba en 1980 el Reglamento de Instalaciones de Calefacción, Climatización y Agua Caliente Sanitaria, como comienzo oficial por parte de la Administración a contemplar medidas encaminadas a racionalizar estas actividades.

Deben distinguirse dos conceptos que define el Reglamento como actividades diferentes, a saber: – Mantenimiento: conjunto de operaciones para asegurar el funcionamiento de una instalación de manera constante con el mejor rendimiento energético posible, conservando permanentemente la seguridad en el servicio y la defensa del medio ambiente. – Conservación: Conjunto de operaciones mínimas a realizar sobre un equipo, normalmente recomendadas por el fabricante del mismo con el fin de conseguir un funcionamiento adecuado. La actividad que más se ha realizado, generalmente, ha sido la de alcanzar los parámetros técnicos prescritos por los fabricantes, es decir, la conservación. Pero puede suceder que una instalación esté muy bien conservada, pero que no regule bien y alcance rendimientos deficientes, con lo que estos malos resultados, en el caso de un buen diseño sin defectos, son achacables a un mal mantenimiento.

Optimización del mantenimiento El mantenimiento propiamente dicho puede ser: –

Preventivo: Cuando se pretende una anticipación a eventuales desviaciones, anteponiendo los medios y realizando las inspecciones necesarias.

–

pauta de actuación, encaminada a optimizar las actividades de mantenimiento y conservación en las calderas para generación de energía en plantas industriales: 1) Reducción de las pérdidas de calor: Revisar y, en su caso, corregir:

Correctivo:

- Defectos en el aislamiento térmico.

Cuando como resultado de las inspecciones, o detección de averías, se modifican desviaciones sistemáticas, o se corrijan defectos detectados en los equipos.

- Fugas por bridas, prensas de válvulas, etc.

A continuación se van a resumir una serie de recomendaciones prácticas que indican una

- Funcionamiento correcto del sistema de recuperación de condensados. 2) Mejora del rendimiento y del funcionamiento: Revisar y, en su caso, corregir:

- Funcionamiento correcto de las calderas, comprobando, especialmente, los siguientes parámetros: • Hollín: Se producen en combustiones incompletas. Ajustar quemadores, y mantener limpieza. • Estanqueidad: Pueden producirse entradas parásitas de aire, o fugas de humos (atención al CO). Detectar y corregir. • Ventilación: Una entrada insuficiente de aire exterior puede empobrecer el contenido de oxígeno en el aire comburente, y disminuir la eficiencia de la combustión. Mantener los huecos, o rejillas de entrada libres y limpios.

• Chimeneas: Extraer periódicamente los hollines depositados generalmente en su base, que pueden obstruir parcialmente la salida de humos, influyendo negativamente en el tiro y, por tanto, en la combustión. Además, el hollín puede acumular una importante cantidad de agua de lluvia que con los residuos de azufre forman ácido sulfúrico que corroe las partes metálicas. • Condensaciones en los humos: Impedir que las temperaturas de entrada de los fluidos a los economizadores o recuperadores de calor descienda por debajo del punto de rocío del anhídrido sulfuroso/sulfúrico de los humos (aprox. 130ºC), para impedir su condensación y formación de ácido sulfúrico.

• Incrustaciones en las superficies de intercambio de calor: Verificar sistemáticamente la buena calidad del agua de alimentación y, sobre todo, del agua de caldera. Las incrustaciones en estas superficies dificultan la transmisión de calor a través de ellas disminuyendo sensiblemente el rendimiento. Puede llegar incluso, a formarse una capa tan gruesa, que impida la refrigeración de los tubos o, lo que es peor, del hogar ondulado en las calderas pirotubulares, originando su rotura o aplastamiento. - Funcionamiento correcto de los quemadores, prestando especial atención a los siguientes aspectos: • Comprobar que la pulverización se realiza correctamente con los combustibles líquidos. Verificar y limpiar sistemáticamente las cabezas de

pulverización mecánica, o asistida, o por centrifugación. • Seguir meticulosamente las instrucciones del fabricante para situar exactamente los elementos en su posición correcta, manteniendo las distancias prescritas. De no ser así, se provocan encendidos defectuosos, combustiones incompletas y, como consecuencia, descenso del rendimiento. - Regulación y control de los sistemas: Comprobar su bien funcionamiento, especialmente en lo concerniente a: • Caudales, temperaturas y presiones de los combustibles. • Caudales, temperaturas y presiones del agua de alimentación.

• Caudales, temperaturas y presiones del vapor, o del agua sobrecalentada que genera la caldera. • Valores de consigna y bandas de actuación de los distintos sistemas. • Actuación correcta de la protecciones y elementos de seguridad mecánicos y eléctricos. • Revisión y comprobación de función de cuadros eléctricos.

Es evidente que la eventual complejidad de una instalación aconsejará aumentar en consecuencia la relación de actividades de mantenimiento y conservación que se acaba de expresar, adecuándolas cada explotador a sus propias necesidades.

Programas de mantenimiento En Julio de 1980 se aprobó el Reglamento de Instalaciones de Calefacción, Climatización y Agua Caliente Sanitaria, que se completa y desarrolla en Julio de 1981 con la aprobación de la Instrucciones Técnicas Complementarias, más conocidas como IT.IC.

– Empresas de mantenimineto: • Calificación empresarial y regulación del sector. • Carnets de mantenedor. • Exigencias mínimas y profesionalidad.

Los objetivos fundamentales que pretende alcanzar este reglamento, en sus IT.IC, se pueden resumir del siguiente modo: - Generales:

• En seguridad y calidad en el servicio. • En mejoras del rendimiento.

• Definición de las operaciones mínimas de mantenimiento y de su frecuencia, según IT.IC.22. • Libros de mantenimiento. • Necesidades del Administración.

– El mantenimiento, y su incidencia:

control

por

• En alargar la vida útil de las instalaciones. El mencionado Reglamento prescribe la obligación de realizar el mantenimiento de las instalaciones, según los siguientes grupos de potencias:

1) Potencias inferiores a 100 kW: - Revisiones periódicas por Técnico competente, sin exigencia de carnet profesional. - Revisiones anuales por Empresa de mantenimiento o Técnico con carnet profesional de mantenedor, que extenderá el correspondiente certificado. 2) Potencias entre 100 y 1.000 kW: - Revisiones periódicas realizadas por Empresa de mantenimiento, debidamente calificada, que se responsabiliza, o por Técnico en posesión del carnet profesional de mantenedor. 3) Potencias superiores a 1.000 kW: - Necesidades de una Dirección Técnica de mantenimiento, con un nivel mínimo de Técnico de grado medio, que se responsabiliza de la correcta realización.

Los programas de mantenimiento a prever, se deberán establecer en función de las exigencias mínimas del Reglamento, de la potencia de las instalaciones, y del criterio del propio explotador. Estos programas se plasman en Fichas, o Gamas de mantenimiento, que son los guiones sobre los que se fijan las distintas actuaciones, su periodicidad, y se deja constancia de los resultados obtenidos. Como ejemplo orientativo se adjuntan los siguientes «Listados de operaciones de mantenimiento»: - Ficha nº 1: CALDERAS DE VAPOR/AGUA SOBRECALENTADA - Ficha nº 2: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/ GASÓLEO Y FUELÓLEO - Ficha nº 3: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/GAS NATURAL

Ficha nº 1: CALDERAS DE VAPOR/AGUA SOBRECALENTADA

NUM.

DESCRIPCIÓN

INTERVALO

1ª

Control de purga de caldera.

2ª

Control de condiciones de combustión y rendimiento de la caldera.

3ª

Anotación del pH del agua de caldera.

4ª

Contraste y ajuste de regulación de tiro

5ª

Contraste y ajuste de los termostatos de mando y seguridad.

6ª

Contraste y ajuste de los presotatos de mando y seguridad.

7ª

Control de equipos de depuración de humos, si procede.

8ª

Verificación y ajuste en caldera de vapor de los automatismos de nivel.

NUM.

DESCRIPCIÓN

INTERVALO

9ª

Comprobación haces tubulares de caldera, refractarios y juntas de puerta.

10ª

Limpieza y verificación filtro bomba quemador.

11ª

Limpieza y verificación de electrodos.

12ª

Limpieza y verificación boquillas de pulverización y válvulas solenoides.

13ª

Limpieza y verificación de mirilla.

14ª

Limpieza y verificación de platos deflectores.

15ª

Limpieza y verificación célula fotoeléctrica.

16ª

Verificación de programador de encendido.

17ª

Verificación de seguridad y enclavamiento quemadores

18ª

Verificación de la regualción de presión de combustible.

NUM.

DESCRIPCIÓN

INTERVALO

19ª

Contraste y ajuste de termómetros y manómetros.

20ª

Limpieza de residuos sólidos de los depuradores de humos, si procede.

21ª

Comprobación del circuito de gases de la caldera.

22ª

Inspección del aislamiento de la caldera.

23ª

Limpieza de chimenea y conductos de comprobación y tarado válvula seguridad.

24ª

Comprobación y tarado válvula seguridad.

25ª

Control de la prueba hidráulica de la caldera.

Leyenda: A= Años

Q= Quincenas

D= Días

M= Meses

S= Semanas

H= Horas

Ficha nº 2: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/GASOIL Y FUELOIL

NUM.

DESCRIPCIÓN

INTERVALO

1ª

Contraste y ajuste de regulación de tiro.

2ª

Contraste y ajuste de los termostatos de mando y seguridad.

3ª

Contraste y ajuste de los presostatos de mando y seguridad.

4ª

Control equipos de depuración de humos, si procede.

5ª

Comprobación haces tubulares de la caldera, refractarios y juntas de puerta.

6ª

Limpieza y verificación filtro bomba quemador.

7ª

Limpieza y verificación de electrodos.

8ª

Limpieza y verificación boquillas de pulverización y válvulas solenoides.

NUM.

DESCRIPCIÓN

INTERVALO

9ª

Limpieza y verificación de mirilla.

10ª

Limpieza y verificación platos deflectores.

11ª

Limpieza y verificación célula fotoeléctrica.

12ª

Verificación de programador y transformador de encendido.

13ª

Verificación de seguridades y enclavamiento quemadores.

14ª

Verificación de la regulación de presión de combustibles.

15ª

Contraste y ajuste de termómetros y manómetros.

16ª

Limpieza de residuos sólidos de los depuradores de húmos, si procede.

17ª

Comprobación del circuito de gases de caldera.

18ª

Inspección del aislamiento de la caldera.

NUM.

DESCRIPCIÓN

INTERVALO

19ª

Verificar inexistencia de fugas.

20ª

Verificar funcionamiento automatismos.

21ª

Verificar funcionamiento cambio secuencia

22ª

Comprobar estado rodamientos del ventilador.

23ª

Anotar consumo eléctrico motor del quemador.

24ª

Comprobar estado general, oxidaciones, antivibratorios, etc.

Leyenda: A= Años

Q= Quincenas

D= Días

M= Meses

S= Semanas

H= Horas

Ficha nº 3: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/GAS NATURAL

NUM.

DESCRIPCIÓN

INTERVALO

1ª

Analisis de combustión

52S

2ª

Comprobación de ausencia de fugas en la rampa de regualción.

12S

3ª

Comprobación de haces tubulares de caldera, refractarios y juntas de puertas.

52S

4ª

Comprobación de la actuación de los termostatos de maniobra y seguridad.

12S

5ª

Comprobación de la actuación del pirostato.

6ª

Comprobación manometrica de presión gas.

7ª

Comprobación temperatura de utilización del agua de la caldera.

8ª

Limpieza de residuos solidos en caldera y cajon de humos.

52S

NUM.

DESCRIPCIÓN

INTERVALO

9ª

Limpieza y verificación de celula fotoeléctrica.

24S

10ª

Limpieza y verificación de electrodos.

24S

11ª

Limpieza y verificación de la mirilla.

24S

12ª

Purgado con la caldera parada.

13ª

Verificación de estanqueidad de válvula en la rampa.

24S

14ª

Verificación de los termostatos de maniobra y seguridad.

12S

Leyenda: A= Años

Q= Quincenas

D= Días

M= Meses

S= Semanas

H= Horas

Introducción A continuación, se van a indicar las hojas de cálculo, o fórmulas aplicables al balance térmico y dimensionamiento de los equipos esenciales de una central industrial de generación de energía.

• Calderas • Equipos de combustión • Bombas de alimentación de agua

Calderas Sin duda, el aspecto más importante para el explotador, es la determinación del rendimiento térmico. Su valoración, se puede determinar por dos métodos. –

Método directo

–

Método indirecto

Determinación del rendimiento por el método directo Se obtiene de establecer el balance térmico: Para calderas de vapor:

G.Hi.h=Qv.(iV-iA) kcal/h

Para calderas de agua sobrecalentada:

G.H .h=QA.(i –i ) kcal/h i

• Caudal teórico de combustible quemado: - Gasóleo, o fuelóleo:

kg/h

- Gas natural:

m³ N/h

kcal/kg

• Poder calorífico inferior del combustible: Gasóleol, o fuelóleo:

Gas Natural:

kcal/m³N i

• Caudal de vapor generado

kg/h

• Entalpía del vapor generado

kcal/kg

• Entalpía del agua de alimentación:

kcal/kg

• Caudal de agua sobrecalentada gerenrada:

kcal/h

• Entalpía del agua sobrecalentada /suspensión: iA2

kcal/kg

• Entalpía del agua sobrecalentada /retorno:

iA1

kcal/kg

• Rendimiento térmico de la caldera:

De donde: • Para calderas de vapor Los valores Q V , Q A, G, se miden con los η=

QV . (iV-iA)

correspondientes caudalímetros. 100 (%)

G . Hi

η=

QA . (iA2-iA2) .

G . Hi

100 (%)

Los valores i V, i A, i , i , se deducen de las A1 A2 presiones y temperaturas que indican los correspondientes instrumentos. El valor H , es conocido para los combustibles i utilizados gasóleo, fuelóleo, o gas natural.

Determinación del rendimiento por el método indirecto Para ello, será necesario determinar la suma de todas las pérdidas que se originan en la caldera, a saber: - Pérdidas por los humos evacuados por la chimenea. - Pérdidas por inquemados (combustión incompleta). - Pérdidas por purgas - Pérdidas por radiación. 1) Pérdidas por los humos evacuados por la chimenea: Se valoran mediante la formula:

(100 - g) . v H. cm. (tH –ta)

. 100 (%)

qh= Hi

Siendo: • Parte del combustible inquemado:

- Para gasóleo, o fuelóleo:

m³N/kg

- Para gas natural:

m³N/m³N

kcal/m³NºC

• Caudal de humos que genera la unidad de combustible:

• Calor específico medio de los humos, entre tH y ta:

• Temperatura de salida de los humos de la caldera: • Temperatura ambiente:

ºC

2) Pérdidas por inquemados (combustión incompleta): Están valorados por el porcentaje g, indicado en el punto 1), anterior

q =g % i

Lo facilita el fabricante del quemador, y su valor es muy pequeño, del orden del 0,1 al 0,3% con las técnicas actuales. 3) Pérdidas por purgas: Se valoran mediante la fórmula: Q p . (iP2 – i A1)

. 100 (%)

q p= G. Hi

Siendo: • Caudal medio de purgas durante el periodo de pruebas:

kg/h

i p2

kcal/kg

• Entalpía de las purgas a la presión y temperatura de salida: • Entalpía del agua de alimentación:

• Caudal teórico de combustible quemado: - Para gasóleo, o fuelóleo:

kg/h

- Para gas natural:

m³N/h

kcal/kg

• Poder calorífico inferior del combustible: - Para gasóleo, o fuelóleo:

- Para gas natural:

kcal/m³ N i

Estas pérdidas son prácticamente nulas en las calderas que generan agua sobrecalentada, y en las calderas que generan vapor son muy pequeñas, dependiendo su valor de la calidad del agua de alimentación y, sobre todo, del tratamiento previsto en la instalación, pero se pueden anular mientras se realizan las pruebas de rendimiento, no realizando purgas en ese periodo. 4) Pérdidas por radiación: qR (%) Son las que se produce por la pérdida de calor a través de la superficie exterior del recubrimiento del aislamiento térmico de la caldera. Con una buena ejecución, se puede reducir a valores muy bajos, que, en nigún caso, deberán sobrepasar el 0,5%.

CONCLUSIONES: El valor del rendimiento, determinado por el metodo indirecto, será pues: η = 100 - (qH + qi + qp + qR)(%)

Y como se ha visto, gi, qp, y qR son realmente muy pequeñas, frente a qH, las pérdidas por los humos que salen por la chimenea, que representa, con mucho, la perdida más importante las cálderas; del orden del 5 al 15%, según los casos. Por otra parte, la determinación de los valores precisos de q i, vH, y cm, puede ofrecer dificultades al explotador. Un procedimiento muy aproximado consiste en la utilización del Diagrama representado en la Fig.33, que se adjunta, en el que, con los valores facilmente conocidos, o medibles de: - Porcentaje de CO2 en los humos:

- Poder calorífico del combustible

kcal/kg

- Temperatura de los humos, a la salida de la caldera:

ºC

Se puede obtener directamente el valor de : η = aprox. (100 - qH) %

Pérdidas por los humos qH

Fig.33: Pédidas de calor por los evacuados para combustibles líquidos y gaseosos. Pérdidas de calor por los humos qH

Equipos de combustión Para la valoración los parámetros esenciales que intervienen en la combustión de una caldera, se adjuntan los siguiente documentos: 1) Caudales de aire de combustión: Su valor se obtiene de los Diagramas adjuntos, siendo: - Caudal especifico necesario de aire de combustión por unidad de combustible: • Para gasóleo y fuelóleo (Fig.34):

vA m³N/kg

• Para gas natural (Fig.35):

vA m³/m³N

- Caudal teórico de combustible quemado: • Para gasóleo o fuelóleo:

kg/h

• Para gas natural:

m³N/h

De donde se obtiene el volumen teórico total de aíre de combustión V 0 V = vA . G 0

kg/h ÷ m³ N/h

2) Caudal de humos generados en la combustión: Su valor se obtiene de los Diagramas adjuntos, siendo: - Caudal específico de humos generados por unidad de combustible quemado: • Para gasoil y fueloil (Fig.34):

vH m³N/kg

• Para gas natural (Fig.36):

vH m³N/m³N

De donde se obtiene el volumen teórico total de humos generados: VH = vH . G m³ N/h

3) Dimensionado del ventilador de aire de combustión: La potencia nominal absorbida se determina por la fórmula: k. Vo . ΣP kW

Na = 3.600 . 102 . η v

Siendo: - Caudal total nominal de aire

m³/h

- Coeficiente de mayoración de V0=

- Rendimiento total del ventilador=

ηV

- Suma de las pérdidas totales de carga a vencer por el ventilador:

∑ P mm C.A.

En donde: ∑ P = P1 + P2 • Pérdidas de carga en el quemador al paso del aire de combustión V0:

P1 mm C.A.

• Pérdidas de carga en la caldera al paso de los humos VH . k:

P2 mm C.A.

Fig.34: Caudal de aire y de humos para combustibles líquidos .

Fig.35: Caudal de aire para combustibles gaseosos (gas natural).

Fig.36: Caudal de humos para combustibles gaseosos (gas natural).

Bombas de alimentación de agua El dimensionado de las bombas de alimentación de agua se obtiene mediante la aplicación de las siguientes fórmulas: 1) Potencia absorbida: QA . Hm

.γ

Na =

102 . η m

Siendo: - Caudal de agua bombeada:

m³/s

- Altura manométrica de la bomba:

- Rendimiento manométrico de la bomba:

ηm

- Peso específico:

kg/m³

Siendo: Hm = He + Hg + ∑H - Presión estática de sistema (Fig.37):

P2 P1 He =

m γ

- Altura geodésica (Fig.37):

P2 y P1 kg/m²

∑H

- Suma de todas las pérdidas de carga por razonamiento entre P2 y P1 (Fig.37):

Fig.37: Bombas de alimentación de agua.

Ejemplos prácticos A continuación se van a exponer diversos casos prácticos de mejoras en calderas con el fin de aumentar su eficiencia. En ellos solo se estudia la cuantificación del ahorro de energía que se produce, por lo que se requiere además, el análisis del coste de implantación de dichas mejoras con el fin de estudiar la rentabilidad de la acción.

Ejemplo 1. Ahorro de energía mediante reducción del caudal de purga

Se tiene una caldera de vapor de las siguientes características: producción

20.000 kg/h (vapor saturado)

presión de trabajo

12 kg/cm2

retorno de condensados

15.000 kg/h

salinidad agua aportación

750 mg/l

De acuerdo con la norma UNE-9075 la salinidad total máxima en el agua de la caldera dependerá del tipo de ésta, por lo que se analizarán ambos casos: TIPO DE CALDERA

SALINIDAD TOTAL mg/l ; ppm

PIROTUBULAR (vaporización media)

<= 6.000

ACUOTUBULAR (circulación natural)

3.500

a) caldera pirotubular la purga continua necesaria para mantener la salinidad dentro del valor que fija la norma es

( 20.000 − 15.000) × 750 6.000 − 750

= 714 kg / h

si consideramos la instalación de un sistema de tratamiento de agua que reduzca los niveles de salinidad a 300 ppm, el caudal de purga que se tendría sería de

(20.000 − 15.000) × 300 6.000 − 300

= 263 kg / h

al no contar la instalación con un sistema de recuperación del calor de purgas, la reducción de las perdidas por purgas sería de

( 714 − 263) kg / h × 749 kJ / kg = 358.094 kJ / h

⇒ 99kW

considerando un funcionamiento de la caldera de 7.000h/a utilizando gasóleo (PCI= 40.100 kJ/kg) y que tiene un rendimiento de 0,85, el ahorro de combustible resulta 358.094 × 7.000 = 73540 . kg / a de gasóleo equivalentes a 87.550 litros/a 0,85 × 40100 .

b) caldera acuotubular Para este caso la purga continua resultaría del orden de

(20.000 − 15.000) × 750 . 3500 − 750

. = 1364 kg / h

considerando el mismo equipo de tratamiento de agua hasta conseguir una salinidad de 300 ppm, la purga se reduciría a

(20.000 − 15.000) × 300 . 3500 − 300

= 469 kg / h

la reducción de pérdidas por purgas sería entonces de

(1364 . − 469) kg / h × 749 kJ / kg = 710.630 kJ / h

⇒ 197,4kW

bajo las mismas hipótesis del apartado a) el ahorro de combustible sería de 710.630 × 7.000 = 145.941 kg / a 0,85 × 40100 .

de gasóleo equivalentes a 173.740 litros/a

Ejemplo 2. Recuperación del calor de purga Se considerará la caldera del EJEMPLO 1 apartado b) cuyos datos eran: producción

20.000 kg/h (vapor saturado)

presión de trabajo

12 kg/cm2

retorno de condensados

15.000 kg/h

caudal de purga

469 kg/h

entalpía purga

794 kJ/kg

se plantea la instalación de un sistema de recuperación del calor de purga mediante la producción de vapor de flash a 2 kg/cm2 y un intercambiador de calor para verter la purga a 30 ºC. los valores de la entalpía del líquido y vapor saturado a 2 kg/cm2 utilizados son 501,6 kJ/kg y 2.698,6 kJ/kg respectivamente El vapor de flash producido será 469 ×

(794 − 501,6)

(2.698,6 − 501,6)

= 62,4 kg / h

luego se verterán como purga líquida 469-62,4 =406,6 kg/h que a 30 ºC representan 14,1 kW equivalentes a 99.142 kWh/a frente a la situación anterior en la que se vertían 103,4 kW equivalentes a 724.084 kWh/a Para aprovechar el calor de purgas mediante el intercambiador, se considerará que el agua de alimentación (5.000 + 469) kg/h entra a 20 ºC, consiguiéndose elevar su temperatura hasta 26,7 º C obtenida del siguiente balance térmico

(5.000 + 469) kg / h × (t f − 20)º C × 4,18kJ / kg º C = 406,6 kg / h × (120 − 30)º C × 4,18kJ / kg º C

Ejemplo 3. Instalación de un regulador de tiro Se tiene una caldera de vapor de tiro aspirado que consume gasóleo y trabaja con una fuerte depresión en el hogar lo que produce entradas de aire no controladas. Las condiciones de funcionamiento de la caldera son: % O2

12%

%CO2

temperatura de salida de gases

200 ºC

Se ha considerado la posibilidad de instalar un regulador de tiro que modifique las condiciones de trabajo a: % O2

%CO2

12%

considerándose que la temperatura de salida de gases se va a mantener constante Para realizar los cálculos de forma aproximada se va utilizar el diagrama de la Figura 38 de pérdidas por humos para combustibles líquidos y gaseosos, aunque también se pueden realizar utilizando otros diagramas, tablas y datos ampliamente publicados en manuales de ahorro y eficiencia energética en calderas.

Fig. 38

En el diagrama introduciendo los datos de operación antes de la instalación del regulador de tiro se obtiene el punto A definido a partir de un valor del PCI de 10.200 kcal/kg y el % de CO2. Se tiene un índice de exceso de aire ligeramente superior a 2,2. Entrando con el valor del PCI se alcanza en vertical la curva de temperatura de salida de gases y trazando la horizontal hasta la línea de λ=2,2 se alcanza en vertical el punto B donde se obtiene que las pérdidas por calor sensible de los humos está ligeramente por encima del 15%. Volviendo a realizar los mismos pasos introduciendo los valores obtenidos con el regulador de tiro, se obtiene el punto C con un índice de exceso de aire de 1,2 , que permite alcanzar el punto D obteniéndose unas pérdidas por calor sensible de humos del 8,6%. Si se supone que el resto de las pérdidas de la caldera suponen un 4 % la instalación de un regulador de tiro ha mejorado el rendimiento de la caldera, pasando de un 81% a un 87, 4%.

Ejemplo 4. Instalación de un economizador Se dispone de una caldera que ha sido transformada a gas natural, obteniéndose los siguientes datos de funcionamiento: % CO2 de gases de escape

exceso de aire

1,4

temperatura salida gases

250 ºC

consumo de gas natural

60 Nm3/h

A partir del diagrama de la Figura 38 se obtendrían las pérdidas por calor sensible de los gases de escape de forma análoga al EJEMPLO 3, comprobándose que las pérdidas ascienden al 12,5%. Tomando como valor de la densidad del gas natural 0,83 kg/Nm3 , el consumo másico de gas sería de 49,8 kg/h. Para el cálculo del caudal de gases de escape se considerará que en la combustión estequiométrica del gas natural se requieren 16 kg de aire por cada kg de gas, luego con un índice de exceso de aire de 1,4 teniendo un caudal de aire de combustión de 22,4 kg por kg de gas, resultando un caudal de gases de escape de 49,8kg / h × 22,4kg a / kg g + 49,8 kg / h = 1165 . ,32 kg / h

Con el fin de mejorar el rendimiento de la caldera se prevé instalar un economizador para aprovechar la energía de los gases de escape y precalentar el agua de alimentación a la caldera. Los gases de escape reducirán su temperatura de los 250 ºC a 140 ºC. La energía aprovechada será de (cp =1,0032 kJ/kg ºC): 1165 . ,32 kg / h × 1,0032 kJ / kg º C × (250 − 140)º C ×

1h 3.600 s

= 35,72 kW

lo que representa un ahorro de combustible de: 35,72 kW 1h 49,8 kg / h × 46.836 kJ / kg × 3.600 s

≈ 5,5 %

Este resultado también se obtendría a partir del diagrama de la Figura 38 en donde se obtiene que las pérdidas por calor sensible han sido reducidas hasta el 7%

Introducción La metrología, como ciencia encargada del estudio de los sistemas de pesas y medidas, pese a tener una gran importancia desde el punto de vista del intercambio técnico, científico, cultural y económico, no ha conseguido hasta época muy reciente la unificación de los sistemas en uno único. En la antigüedad existieron, prácticamente, tantos sistemas como tribus, basados, generalmente, en medidas antropológicas (codo, braza, pie, palmo, pulgada, etc.) que variaban de un lugar a otro. El primer sistema adaptado por los países civilizados fue, posiblemente, el cronométrico, que todavía mantiene su absurda base duodecimalsexagesimal frente a todas las tendencias decimalizadoras. Hacia 1670 el abate Monton propugnó la implantación de un sistema métrico decimal que, posteriormente, fue establecido por la academia Francesa de Ciencias y, más tarde, en el resto de países. Al princípio del siglo XIX comenzó a establecerse el actual sistema de medidas eléctrico; inicialmente se utilizó como base el sistema cegesimal o CGS (centímetro, gramo, segundo) que, posteriormente, fue desplazado por el MKS (metro, kilogramo, segundo), propuesto por Georgi en 1901. En 1935 la Comisión Electrotécnica Internacional adoptó un sistema de unidades eléctricas ajustado al MKS, y en 1950 se tomó como unidad fundamental el amperio, quedando como MKSA (metro, kilogramo, segundo, amperio). La X conferencia General de Pesos y Medidas adoptó en 1954 dicho sistema con el nombre de «sistema internacional de medidas» y en forma abreviada «SI». En el Boletin Oficial del Estado nº 67, del 19 de marzo de 1985, se emitió la Ley 3/1985, del 18 de Marzo METROLOGIA, por la que se adoptaba, a nivel nacional, la obligación de utilizar en España el sistema Internacional de Unidades de Pesos y Medidas «SI», antes mencionado.

Unidades básicas del SI La seis unidades básicas, son las siguientes:

2p y 5d del átomo de cripton 86 excitado en el vacio.

1. Magnitud física: longitud 2. Magnitud física: masa Unidad: el metro Unidad: kilogramo Símbolo: m Símbolo: kg El tamaño del metro se tomó del largo de un péndulo que marcaba los segundos (Chr Huygens, 1664). Esta medida resultó ser un 0,7% menor que el metro actual. En 1790, Talleyrand definió el metro como la 10 millonésima parte del cuadrante del meridiano que pasaba por París, medida entre Dunkerque y Barcelona. A partir de 1960, tiene valor legal la siguiente definición: un metro equivale a 1.650.463,73 longitudes de onda de la radiación correspondiene a la transición entre los niveles

Su antigua definición era el peso de un cubo de agua de un dm³ a una temperatura de 273,15 K(=0ºC). La actual se define como la masa del prototipo de platino, sancionado por la conferencia General de Pesos y Medidas de 1889, y que se halla depositado en el pabellón de Breteuil, en Sevrés (París) y que difiere aproximadamente en un 2,8 · 10-³% del peso del cubo de agua. Esta pequeña diferencia se da como experimental por la posibilidad

existente de perfeccionar los métodos de medición.

Unidad: el amperio Símbolo: A

3. Magnitud física: tiempo Unidad: segundo Símbolo: s Un segundo se define com 1/31.556.925,9747 del año trópico para el cero de Enero de 1990, a las 12 horas de tiempo de las efemérides, o como 1/86.400 parte de una día medio solar. Segundo atómico se define como la duración de 9.192.631.770 períodos de la radiación correspondiente a la transición entre los dos niveles hiperfinos del estado fundamental del átomo de cesio 133. 4. Magnitud física: intensidad de corriente eléctrica

Una de las más antiguas definiciones es la de la corriente produce un cm³ de gas detonante en un minuto. En 1881 se dio el nombre de amperio a la intesidad de una corriente constante que mantenida en dos conductores paralelos, rectilíneos, de longitud infinita, sección circular despreciable y situados a un metro de distancia uno del otro, en el vacío, produce entre ambos una fuerza de 0,2 · 106 Newtons por metro de longitud. Mas tarde, la corriente de un amperio se definió como la corriente que durante un segundo separa de una solución de nitrato de plata, 1,118 mg de plata.

5. Magnitud física: temperatura

Unidad: candela

Unidad: Kelvin

Símbolo: cd

Símbolo: K (¡NO ºK!)

Definición: Intensidad luminosa, en una dirección determinada, de una abertura perpendicular a esa dirección que tenga una superficie de 1/60 cm² y radie como un radiador perfecto (cuerpo negro) a la temperatura de solidificación del platino.

Fue el Ingles Sir Willian Thomson, Lord Kelvin de Largs (1824-1907) quien expresó la temperatura absoluta = -273,15ºC. Definición: un Kelvin es la 1/273,16 parte de la temperatura absoluta del punto triple del agua ( punto triple = las distintas fases de una materia que se dan en un mismo peso, en el agua: 0,01ºC.) Nota: Para su uso práctico (por ejemplo, 1 K de diferencia de temperatura del agua = 1ºC) se permite los datos en grados Celsius (ºC). 6. Magnitud física: Intensidad luminosa

1 cd=1lm/sr, siendo un lm (lumen) el flujo luminoso emitido en un esteroradian por una fuente puntual uniforme situada en el vértice de un ángulo y que posea una intensidad luminosa de una candela. Para aclarar conceptos, se establece en la tabla siguiente la comparación entre el sistema CGS (sistema centímetro, gramo, segundo) y el MKS (sistema metro, kilogramo y segundo),el cual es idéntico al sistema SI.

Sistema MKS

Sistema CGS

Longitud

Peso

Tiempo

Velocidad

m/s

cm/s

Aceleración =

m/s²

cm/s²

Fuerza

kgm/s²

gcm/s² = dina

Trabajo

kgm²/s²

gcm²/s² = ergio

Potencia

kgm²/s³

gcm²/s³=ergio/s

1 kilopondio = 1 Newton x 9,81 1 kp

= 9,81 N

Junto con las unidades fundamentales del sistema SI, se conservan otras derivadas como:

Para fuerza: Newton (N), en vez de kilopondio 1 Pa = 1 N/m²=1 Jm = 1 kg/s²m

V (voltio), W (Watio), O (Ohmio), S(Siemens), H(Henrio) y F(Faradio). Como unidades que cambian, se encuentran: Para calor y trabajo: Julio (J), en vez de caloría. Para flujo magnético: Weber (W), en vez de Maxwell. Para inducción magnética: Tesla (T), en vez de Gauss. Para intesidad de campo magnético: Amperio (A/m), en vez de Oersted. Para presión: Pascal (Pa), en vez de Torr.

1 W = 1 Nm/s=1 J/s= 1 kgm²/s³ En la TABLA 3, adjunta, se recoje las conversiones de las unidades esenciales básicas y derivadas del SI.

Tabla 3 Unidad física Fuerza (mecánica) Unidad SI:

N J/m

Unidad antigua:

kp (kilopondio) dina

1N 1 J/m 1 kgm/s2 1 kp 1 dina

= 1 J/m = 1N = 1N = 9,81 N = 10 -5 N

(Newton) (Julio/m)

= 1 kgm/s2 = 1 kgm/s2 = 1 J/m = 9,81 J/m = 10 -5 J/m

= = = = =

0,102 kp 0,102 kp 0,102 kp 9,81 kgm/s2 9,81 kgm/s2

= = = = =

10 5 dina 10 5 dina 10 5 dina 0,981 10 6 dina 1,02 10 -6 kp

Tabla 3 (continuación) Unidad física Presión Unidad SI:

Pa Bar

(Pascal)

Unidad antigua:

at= kp/cm2 = 10 mWS Torr = mmHG atm

1 Pa = 1N/m2 = 10 –5 bar 1 Pa 1 bar 1 at 1 atm 1 Torr

= 10 -5 bar = 10 5 Pa = 98,1 10 3 Pa = 101,3 10 3 Pa = 133,3 Pa

= = = = =

10,2 10 -4 at 1,02 at 0,981 bar 1,013 bar 1,333 10 -3 bar

= 9,87 10 -4 atm = 0,987 atm = 0,968 atm = 1,033 at = 1,359 10 -3 at

= 7,5 10 -3 Torr = 750 Torr = 736 Torr = 760 Torr = 1,316 10 -3 atm

Tabla 3 (continuación) Unidad física Trabajo Unidad SI:

J Nm

Unidad SI: (anterior)

Ws (Watio segundo) kWh (kilowatio hora)

Unidad antigua:

kcal (kilocaloría) = cal 103

1 Ws =

1 Ws 1 kWh 1 Nm 1J 1 kpm 1 kcal

= 278 10-9 kWh = 3,6 106 Ws = 1 Ws = 1 Ws = 9,81 Ws = 4,19 103 Ws

(Julio) (Newton metro)

1Nm

= 1 Nm = 3,6 106 Nm = 278 10-9 kWh = 278 10-9 kWh = 2,72 10-6 kWh = 1,16 10-3 kWh

107 erg = 1J = 3,6 10 6 J = 1J = 1 Nm = 9,81 Nm = 4,19 103 J

= 0,102 kpm = 0,239 cal 3 = 367 10 kpm = 860 kcal = 0,102 kpm = 0,239 cal = 0,102 kpm = 0,239 cal = 9,81 J = 2,34 cal 3 = 4,19 10 J = 427 kpm

Tabla 3 (continuación) Unidad física Potencia Unidad SI:

J/s (Julio/segundo) Nm(s (Newton metro/segundo

Unidad SI: (anterior)

W kW

Unidad antigua:

kcal/s (kilocaloría/s) = cal/s 103 kcal/h (kilocaloría/hora) = cal/h 103 kpm/s (kilopondio metro(seg) CV (caballo vapor)

1W=

1J/s =

(Watio) (kilowatio)

1 Nm/s

1W = 10-3 kW = 0,102 kpm/s 1 kW = 103 W = 102 kpm/s 1 kpm/s = 9,81 W = 9,81 10-3 kW 1 CV = 736 W = 0,736 kW 1 kcal/h = 1,16 W = 1,16 10-3 kW 1 cal/s = 4,19 W = 4,19 10-3 kW

= 1,36 10-3 CV = 1,36 CV = 13,3 10-3 CV = 75 kpm/s = 119 103 CV = 0,427 kpm/s

= = = = = =

860 cal/h 860 103 cal/h 8,43 103 cal/h 632 103 cal/h 1,58 10-3 CV 5,69 10-3 CV

= 0,239 cal/s = 239 cal/s = 0,34 cal/s = 176 cal/s = 277,8 10-3 cal/s = 3,6 kcal/h

A continuación se va a relacionar la normativa más importante, aplicable a las calderas de generación de energía en plantas industriales, mencionadas en los capítulos anteriores. Normativa española aplicable Normativa extranjera aplicable

Normativa Española Para Instalación de recipientes a presión: • REGLAMENTO DE RECIPIENTES A PRESIÓN. D 2443/1969, 16 Agosto • REGLAMENTO DE APARATOS A PRESIÓN. RD 1244/1979, 4 Abril RD 1504/1990, 23 Noviembre • IT.IC-MIE-AP1 a AP 17, en su caso. EDICIÓN 1985 y separatas posteriores Para instalación y uso de combustibles: • REGLAMENTO SOBRE INSTALACIONES DE USOS INDUSTRIALES. Nº7/Junio 1985, de CAMPSA

• REGLAMENTO DE SEGURIDAD DE REFINERIAS DE PETROLEO Y PARQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS PETROLIFEROS. D 3143/1975, 31 de Octubre • REGLAMENTO DE INSTALACIONES PETROLIFERAS. RD 2085/1994, 20 Octubre • REGLAMENTO GENERAL DEL SERVICIO PUBLICO DE GASES COMBUSTIBLES. D 2913/1973, 26 de Octubre D 3484/1983, 14 Diciembre • LEY DE PROTECCIÓN DEL AMBIENTE ATMOSFERICO. Ley 38/1972, 22 Diciembre • DESARROLLO DE LA LEY DE PROTECCIÓN DEL AMBIENTE ATMOSFERICO. D 833/1975, 8 Febrero • NORMAS DE UNE, en su caso.

Normativa extranjera Se va a enumerar, exclusivamente, normativa reconocida internacionalmente. Normativa Suiza: • ASOCIACIÓN SUIZA DE PROPIETARIOS DE CALDERAS (SVDB). Normativa alemana: • REGLAMENTACIÓN TÉCNICA PARA CALDERAS (TRD). Normativa de USA: • ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE/SECCIÓN VIII – PRESSURE VESSELS.

Creado por la Ley 7/1996, como Organismo que desarrolla, unifica, e integra a nivel territorial y de forma efectiva todas las políticas aprobadas e instrumentadas en las distintas áreas energéticas, el Ente Público regional de la Energía de Castilla y León (EREN) orienta sus actuaciones al fomento del ahorro energético y la utilización racional de las fuentes energéticas, con el especial aprovechamiento de las energías renovables. El EREN desarrolla su actividad llevando a cabo tareas dirigidas a: •

gestionar y controlar los consumos de energía;

•

actuar sobre la demanda;

•

controlar los comportamientos energéticos, y

•

promover las inversiones necesarias.

Dirigidos a promover dos grandes políticas, el desarrollo regional y la protección del medio ambiente, los objetivos generales fijados para el EREN son: • Asegurar un aprovisionamiento energético duradero y económicamente aceptable. • Diversificar las fuentes de aprovisionamiento energético. • Utilizar en la mayor medida posible las energías locales y renovables. • Plantear una política de eficacia energética. • Reducir las emisiones contaminantes preservando el medio ambiente.

Como instrumento de racionalización de la energía en Castilla y León y abarcando amplios y variados aspectos del sector energético, las funciones atribuidas al EREN son: •

el fomento y desarrollo de programas para la mejora del ahorro y la eficiencia energética.

•

la elaboración de programas de racionalización del uso de energía.

•

el impulso a la implantación de las energías renovables a escala local.

•

el fomento con la participación de otras entidades públicas y privadas, la investigación y desarrollo de tecnologías energéticas y medioambientales.

•

la elaboración de estudios y recomendaciones de aplicación de tecnologías energéticas en los diferentes sectores económicos.

•

el asesoramiento en materia de energía a la Junta de Castilla y León y otras entidades públicas regionales.

•

la coordinación de programas y proyectos energéticos.

•

la organización de programas de reciclaje profesional en colaboración con Universidades y otros Centros de la región.

•

el establecimiento de relaciones de cooperación con otras instituciones públicas y privadas, y promover la participación de empresas de la región.

Para el desarrollo de sus funciones y la consecución se sus objetivos, el EREN cuenta con dos grandes órganos de dependencia funcional: •

El CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN, órgano de representación, de dirección y de control del Ente.

•

El CONSEJO ASESOR, órgano de carácter consultivo y de debate en el que están representados todos los agentes sociales y económicos del sector energético de la región, asesora sobre las líneas de actuación del Ente, realizando un seguimiento de sus actividades.

•

El DIRECTOR, a quien corresponde la dirección de las actividades del Ente, administrativa y de personal.

El Gobierno Regional ha dotado al EREN para que permita asegurar la realización de un programa de planificación energética; servir de apoyo para la toma de decisiones en el campo de la energía, con la ejecución de estudios de planificación y programación energética; promover programas energéticos con incidencia económica y evaluar sus impactos económicos, sociales y ecológicos; y servir, si fuese necesario, de agente para la ejecución de políticas de diversificación energética y energías renovables, desarrollando para ello actuaciones que se enmarcan dentro de los siguientes áreas:

Planificación energética Tras haber revisado y actualizado el Plan Energético Regional de Castilla y León 1995-2000 (PERCYL 2000) que establece las líneas de actuación a seguir por la política energética regional, el EREN procede a desarrollar actuaciones concretas en los aspectos más relevantes que contempla: 1.- El Programa de Ahorro, Sustitución, Cogeneración y Energías Renovables (PASCER), para el fomento del ahorro y la eficacia energética. 2.- La mejora de las condiciones medioambientales. 3.- El aumento gradual de la tasa de autoabastecimiento mediante la utilización de energías renovables.

Ahorro y eficiencia energética Elaboración y desarrollo de un PLAN DE AHORRO Y EFICIENCIA ENERGÉTICA para su implantación en Castilla y León que establece medidas y acciones tendentes al control y reducción de la intensidad energética, lo que se traduce en una reducción del consumo sin renunciar a una mejor calidad de vida. El Plan de Ahorro y Eficiencia Energética plantea las actuaciones de este Ente en materia de Ahorro y Eficiencia Energética mediante: a)

servicios de asistencia técnica;

inversiones directas;

promoción y difusión;

formación y actuaciones institucionales.

A su vez, estas actividades se incluyen dentro de programas específicos dirigidos tanto al sector industrial como al sector residencial, servicios y transporte: a) Ahorro: auditorías energéticas, optimización eléctrica de instalaciones, tarificación eléctrica, mediciones energéticas, ahorro energético en la gestión del agua, recursos y lodos, telegestión, mediciones energéticas, alumbrado público, etc. b) Diversificación: redes locales de sustitución de gas natural, nuevas tecnologías del gas, estudio de viabilidad de planta biodiesel, realización de planta de producción biodiesel, etc. c) Cogeneración: participación en UTEs, seguimiento de empresas Régimen Especial, auditorías plantas de cogeneración existentes, etc.

d) Promoción: difusión de mejores prácticas, artículos en revistas especializadas, publicaciones técnicas, difusión de actuaciones, de resultados, acontecimientos y días señalados en materia energética. e) Formación: Masters, cursos específicos, conferencias, jornadas y seminarios, actuaciones docentes en colegios y universidades, etc. f) Actuaciones Institucionales: informes sobre propuestas de normativa, seguimiento y control de subvenciones, apoyo técnico a la Dirección general, propuesta y elaboración de instrucciones, revisiones del PERCYL y PASCER.

Gestión de programas y cooperación El Ente Regional de la Energía asesora, gestiona y participa en programas energéticos regionales, nacionales y de la Unión Europea verificando aquellos proyectos que refuercen y contribuyan al desarrollo económico de la región. En el ÁMBITO REGIONAL, el EREN lleva a cabo el control y seguimiento de las Subvenciones de la Junta de Castilla y León en materia de energía, informando de las distintas líneas de ayuda, asesorando y verificando el cumplimiento de las condiciones para el otorgamiento de subvenciones y ayudas regionales a proyectos a desarrollar en Castilla y León que contribuyan a reforzar la base económica de la región mediante la mejora del abastecimiento energético local, la creación de empleo y el acceso a un nivel tecnológico más elevado, apoyando con ello el desarrollo de Castilla y León en materia de ahorro energético y energías renovables.

Entre los PROGRAMAS NACIONALES, el EREN realiza el seguimiento y gestión de las solicitudes de proyectos presentados en Castilla y León para acogerse al Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE-98) del Ministerio de Industria y Energía, para el uso racional de la energía como sustitución de fuentes energéticas en los Sectores Transporte, Edificación y Servicios, y Energías Renovables. En materia de PROGRAMAS ENERGÉTICOS EUROPEOS, el EREN participa en aquellas propuestas que impliquen un interés para Castilla y León y estén en consonancia con las líneas de actuación regionales, para cuya financiación se presentan proyectos junto con otras regiones españolas y de la Unión Europea, y entidades y empresas de Castilla y León, dentro de las distintas iniciativas y programas en materia de energía, permitiéndoles con ello la realización de acciones innovadoras y la transferencia de experiencias a nivel europeo, lo que siempre conlleva el óptimo resultado de los proyectos.

Para el desarrollo de sus actuaciones, el EREN COOPERA Y COLABORA de manera estrecha con otras instituciones y organizaciones internacionales, nacionales, regionales y locales que desarrollan actividades en materia de energías renovables y de ahorro energético, estableciendo en algunos casos convenios de colaboración para una materialización más eficaz de sus acciones.

Asesoramiento Como entidad asesora en materia de energía, el EREN elabora informes de carácter administrativo y de carácter técnico y participa en grupos de trabajo que se forman en aquellas áreas del sector de la energía en que puede ser necesaria la opinión del EREN. Desarrolla labores de asesoramiento y elabora estudios energéticos y de viabilidad que atiendan las necesidades de la Administración Pública, Empresas y Usuarios de la Región sobre asuntos relacionados con planificación y programación energética, uso racional de la energía y energías renovables.

Energías renovables En una región como Castilla y León con una gran riqueza en recursos aplicables a las energías renovables, el Ente Regional de la Energía de Castilla y León contribuye con sus actividades al diseño de un nuevo mapa energético en el que estas energías jueguen un papel más importante, superando el 11% de energía primaria que generan en la actualidad, dada su importancia por su capacidad de producir actividades económicas, favoreciendo la creación de empleo y con ello el desarrollo socio-económico regional. Actuaciones en las diversas áreas técnicas: • En el área de la Energía Minihidráulica, ampliamente desarrollada en Castilla y León, el EREN estudia proyectos para la construcción de centrales nuevas así como la automatización y rehabilitación de centrales antiguas.

•

En el campo de la Biomasa se realizan entre otros, proyectos de calefacción centralizada, así como innovadores proyectos de aprovechamiento energético de cultivos y biomasa forestal.

•

Dentro del sector de la Energía Eólica y al comenzar a considerarse Castilla y León como una región con adecuados potenciales susceptibles de ser utilizados energéticamente para la producción de energía eléctrica, se prevé un importante aumento en el número de solicitudes de parques eólicos que supondrán una importante potencia instalada y una gran inversión que tendrá un fuerte impacto a nivel local, actuando el EREN como instrumento técnico de evaluación de estos proyectos en el marco de la nueva normativa regional para la tramitación administrativa de los proyectos eólicos.

•

En el área de la Energía Solar Térmica y de la Energía Solar Fotovoltaica y dada la evolución de su utilización durante los últimos años, traducida en un gran aumento de su superficie de captación, se prevé una gran expansión en la que el EREN actúa, en algunos casos como promotor, realizando en la gran parte de los casos las acciones divulgativas y de demostración necesarias para la promoción de estas energías solares como medio de suministro de energía eléctrica, por lo que suponen de innovación.

Investigación y desarrollo El Ente Regional de la Energía de Castilla y León ha establecido como objetivo en esta materia contribuir desde su posición como entidad regional gestora en materia de energía al mejor funcionamiento del sistema de I+D, emprendiendo acciones de investigación en el ámbito energético, potenciando la colaboración entre las empresas y el sistema público de investigación y desarrollo de tecnologías, emprendiendo actuaciones para la potenciación de centros tecnológicos ya existentes en la región, y especialización en materia energética de alguno de éstos, y dirigiendo sus actuaciones a la asistencia a las empresas del sector y el fomento de las transferencias tecnológicas que aumentará la competitividad de éstas.

Divulgación y formación En el marco de sus funciones como entidad que ”divulga y fomenta la importancia del ahorro energético y del mayor aprovechamiento de las fuentes de energía renovables en todos los sectores de la población”, son numerosas las actuaciones que el Ente Público Regional de la Energía de Castilla y León emprende en este área, organizando programas de asesoramiento y formación y cursos de reciclaje profesional sobre diversas cuestiones energéticas. Entre estas actividades destacan la realización de cursos de formación, de carácter innovador y de actualidad, aquellos dirigidos a implantar técnicas alternativas de utilización de la energía que tratan temas como la Cogeneración, la Energía y Medio Ambiente: Energías Renovables, el Uso eficáz de la energía en el hogar, la optimización y tarifación eléctrica, certificación energética en edificios, etc. Con el mismo objetivo se realizan Jornadas y Seminarios en diversos puntos de la región.

El EREN también participa en aquellas ferias regionales, nacionales e internacionales que tengan una connotación energética, divulgando sus funciones y actuaciones, las principales líneas de la política energética regional y las más innovadoras tecnologías energéticas. El EREN elabora y edita numerosas publicaciones para divulgar el ahorro y la eficiencia energética y el aprovechamiento de los recursos energéticos renovables en Castilla y León, destacando la revisión y actualización del libro “Las Energías Renovables en Castilla y León”, como instrumento guía de la situación de estas energías en la región y de promoción de su aprovechamiento, y la publicación de carácter trimestral “Boletines de Estadísticas Energéticas en Castilla y León”, documento de consulta, útil y práctico dirigido a un amplio colectivo de ciudadanos, que contiene datos sobre producción y consumo de todas las energías en la región. Con el mismo fin se desarrollan programas y campañas de asesoramiento de gran difusión para orientar a los usuarios sobre el uso racional de la energía.

Promoción de inversiones Tanto el Ahorro Energético y la Diversificación , áreas en los que se emprenden ya proyectos capaces de disminuir la demanda de energía final e incrementar la utilización de combustibles alternativos, como el área de las Energías Renovables son líneas prioritarias de inversión del EREN, que se plantea como principal objetivo llevar a cabo proyectos que consigan contribuir a la diversificación energética, consolidar el tejido industrial y tecnológico nacional y minimizar el impacto ambiental. En el marco de sus funciones, el Ente puede promover o participar en sociedades mercantiles y entidades sin ánimo de lucro para la realización de proyectos energéticos, e impulsar líneas de financiación para los mismos”. Por ello, en el área de las energías renovables ha comenzado la promoción y en algunos casos participación en la explotación de proyectos para su aprovechamiento que conllevan una destacada capacidad de replicabilidad y que sirven como medio de demostrar la viabilidad técnica y económica de estas energías.

Edificio E. Empresariales, Planta baja Parque de San Francisco, 11 Tlfno.: (987) 84 93 93 - Fax.: (987) 84 93 90 E-mail: eren.cyl@dvnet.es 24004 León

Fig. B: Célula de vigilancia de llama

Tabla 3: Agua de alimentación en calderas pirotubulares

1) En el caso de alta concentración de materias orgánicas no oxidables con Mn O 2 K y si oxidables con Cr O3 K2 se consultará a un especialista.

Tabla 4: Agua en el interior de las calderas pirotubulares

Tabla 5: Agua en el interior de las calderas acuotubulares

Tabla 1 IMPUREZA

FORMULA

FORMA

EFECTOS

Dióxido de carbono

CO2

Gas disuelto.

Corrosión y bajo pH, si la alcalinidad es baja.

Sulfuro de hidrogeno

SH2

Gas disuelto.

Corrosión.

Oxigeno

Gas disuelto

Corrosión.

Turbiedad o materias en suspensión

Sólidos no disueltos

Depósitos en tuberías, aparatos, calderas.

Color y orgánica

Sólidos disueltos o no Ensuciamiento y espumas. disueltos

Aceite

Coloidal

Depósitos y espumas.

Dureza

Ca+ -, MG++

Sólidos disueltos.

Incrustaciones.

CO3H-

Sólidos disueltos

Espumas, arrastres, desprendimiento de CO 2 fragilidad cáustica.

materia

Alcalinidad

CO3=. OHSulfatos

SO4=

Sólidos disueltos

Aumento salinidad. Con incrustiones muy duras.

Ca++

Cloruros

Cl-

Sólidos disueltos

Aumenta salinidad y corrosividad.

Sílice

SiO2

Sólido disuelto. veces colidal

forma

A Incrustaciones. Depósitos sobre turbina

Hierro, manganeso

Fe, Mn

Sólido disuelto

Depósitos en tuberías y caldera.

Sólidos disueltos

En alta concentración, depósitos en turbina.

forman

espumas

IMPUREZA

Tabla 2

TRATAMIENTO

Aceite (coloidal). Dureza

Cloruros

Nitratos

Desmineralización

0-1 ppm. CaCO3

Sílice

Tratamiento con cal en caliente. Desmineralización Aireación y filtración (poco hierro). Aireación, clarificación y filtración (mucho hierro).

2 ppm. Si O2 0.02-1 ppm. Si O2 0,1-03 ppm. 0,1-03 ppm.

Alcalinidad Alcalinidad

Sulfatos

Hierro

Fig. 26: Esquema típico de desgasificador en cascada

Fig.27: Esquema típico de desgasificador por pulverización

Fig.28: Bomba Centrífuga de cuatro etapas (sección longitudinal)

Fig.29: Curva característica típica de bomba centrífuga

Fig.30: Sistema de alimentación de agua-Caldera pirotubular de vapor

- Un depósito de almacenamiento de agua de alimentación (1), con desgasificador.

- Una válvula de seccionamiento (8), y otra de retención (9), a la entrada a la caldera.

- Un juego de válvulas de seccionamiento (2), del grupo motobomba.

- Un transmisor de nivel (10), instalado en la caldera.

- Un filtro (3), y una válvula de retención (4),

- Una caldera pirotubular (11), de vapor.

2) Para una caldera acuotubular de vapor (Fig.31):

- Un juego de equipos (1) a (9), como en el caso anterior. - Un transmisor de nivel (10), instalado en el calderín superior de la caldera. - Una caldera acuotubular (12), de vapor.

Fig.31: Sistema de alimentación de agua-Caldera acuotubular de vapor

Fig.32: Sistema de reposición de agua-Caldera acuotubular de agua sobrecalentada

Nivel en la caldera:

Caudal de vapor generado:

En sistemas más completos, en función de las necesidades de producción, la regulación de la alimentación se puede prever a dos e, incluso, a tres puntos, o variables, a saber:

Midiendo el valor real

Primer punto

Caudal del agua de alimentación: Mide el caudal instalado en el tramo

Segundo Punto

de impulsión de la bomba.

Mide el caudal instantáneo a la

Tercer punto